Скважинные диафрагменные и струйные насосы

СКВАЖИННЫЕ ДИАФРАГМЕННЫЕ НАСОСЫ
1.
ПОГРУЖНЫЕ ДИАФРАГМЕННЫЕ НАСОСЫ ТИПА ПЭДН
Одной из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений является
существенное увеличение числа малодебитных скважин. Наиболее распространенными
при эксплуатации таких скважин являются установки скважинных штанговых насосов
(ШСНУ). Однако при увеличении интенсивности искривления ствола скважины и
обводненности продукции, а также при наличии в откачиваемой жидкости твердых
механических примесей имеет место резкое уменьшение междуремонтного периода
скважин, оборудованных ШСНУ, что обусловлено заклиниванием или повышением
износа плунжера насоса, обрывом и истиранием насосных труб и штанг. Для таких
условий эксплуатации были разработаны установки электродиафрагменных насосов,
которые относятся к бесштанговым насосам, что определяет их эксплуатационные
качества.
Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса
являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной
диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой
жидкостью.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом –
рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой
жидкости.
Погружные диафрагменные насосы различных типов классифицируют по ряду
признаков:

по способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение:
механический привод, гидравлический привод;

по конструкции диафрагмы: плоская, цилиндрическая, сильфон;

по виду энергии, подводимой к насосу с поверхности: электрическая, гидравлическая.
Первые экземпляры диафрагменных насосов для добычи нефти были испытаны в 60-х годах.
Эксплуатационников привлекли следующие конструктивные достоинства УЭДН, выгодно
отличающие их от применяемых повсеместно штанговых насосов:

отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного оборудования;

небольшая установочная мощность электропривода;

простота монтажа и эксплуатации;

удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие эмульсии, жидкости,
содержащие механические примеси и свободный газ;

возможность применения в скважинах с низкими дебитами;

возможность эксплуатации месторождений с небольшими устьевыми площадками (море,
болота и др.)
Схема УЭДН (рис. 1) похожа на монтажную схему установок погружных
электронасосов.
Погружной электродиафрагменный насос 1 опускают в скважину на НКТ с
условным диаметром 42; 48 и 60 мм. Для увеличения рабочего объема кольцевой
шламовой камеры у шламовых труб 3 и 4 первая труба над электронасосом должна иметь
диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан 5.
1
Кабельная линия 6, по которой подводится электроэнергия к насосу, по мере спуска
крепится к трубам поясами 2, а на поверхности – соединяется с комплектным устройством
или разъединительной коробкой системы электрооборудования, обеспечивающей
предупреждение попадания попутного нефтяного газа по кабелю в комплектное
устройство. На поверхности располагается устьевое оборудование 7, конструкция
которого выбирается потребителем установки в зависимости от условий эксплуатации.
Устьевое оборудование специальным отводом соединяется с наземным трубопроводом.
Электроконтактный манометр 9 соединяется с трубкой 8 манометра с отводом, а
сигнальным проводом 10 – с комплектным устройством. Для предупреждения обратного
движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод должен быть
снабжен обратным клапаном.
Рис. 1. Установка электродиафрагменного насоса типа УЭДН5.
2
Электронасосы и установки различных типоразмеров были полностью
унифицированы. При этом электронасосы отличаются рабочим диаметром сменной
плунжерной пары, входящей в состав плунжерного насоса, а установки – сечением и
длиной круглого кабеля, входящего в состав кабельной линии.
Рис.2 Погружной электродвигатель для диафрагменного насоса ПЭД2.5-117/4В5.
1 – крышка; 2 – шлицевый конец вала; 3 – шпилька; 4 – пята; 5 – подпятник; 6 – вал; 7 –
обмотка статора; 8 – ротор; 9 – статор; 10 – корпус; 11 -подшипник скольжения; 12 –
канал; 13 – пробка; 14 – диафрагма; 15 -внутренняя камера; 16 – внешняя камера; 17 – дно;
18 – отверстия; 19 -уплотнения; 20 -болты; 21 – выводные провода; 22 – втулки
Принципиально отличающимися от УЭЦН являются электродвигатель и насос,
поэтому будет рассмотрена только их конструкция.
Для привода ЭДН применен погружной асинхронный четырехполюсный
электродвигатель, выполненный в виде отдельного блока (рис. 2). В цилиндрическом
стальном корпусе размещен статор 9, обмоткой которого служит эмалированный
теплостойкий провод марки ПЭТ. Выводные провода 21 обмотки статора снабжены
втулками 22 для соединения со штекерами токовводов.
Вал 6 шихтованного короткозамкнутого ротора 8 вращается в четырех
металлофторопластовых радиальных подшипниках скольжения //.
Осевые нагрузки воспринимаются упорным подшипником скольжения, состоящим
из стальной пяты 4 и бронзового подпятника 5.
3
В нижней части электродвигателя установлена резиновая диафрагма 14, внешняя
камера которой через отверстие 18 в дне 17 сообщается со скважинной средой.
Внутренняя камера 15 через канал 12, выполненный по всей длине вала, сообщается с
полостью насоса. С помощью диафрагмы происходит выравнивание давления внутри и
вне насоса, а также компенсируется изменение объема масла.
Погружной электродиафрагменный насос (рис. 3) снабжается эластичной
диафрагмой, совершающей колебательные движения и создающей за счет этого эффект
всасывания и нагнетания. Отличительной конструктивной особенностью ЭДН является
изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды. Это должно обеспечить
более длительную работу узлов и деталей насоса в скважине.
Диафрагма 19 взаимодействует с плунжером 5, перемещающимся возвратнопоступательно под действием эксцентрикового привода 4. Последний включает в себя
эксцентрик, вращающийся в подшипниках, и редуктор 21, ведущая шестерня которого
посажена на вал электродвигателя 2.
Движение диафрагмы вниз вызывает срабатывание всасывающего клапана 10, через
который скважинная жидкость поступает в диафрагменную полость. Движение вверх
приводит к выталкиванию жидкости через нагнетательный клапан //в насоснокомпрессорные трубы.
Трубка 15 служит для защиты нагнетательного клапана от осаждающихся из
добываемой жидкости механических примесей при остановках насоса. Муфта 14 и
патрубок 16 обеспечивают присоединение электронасоса к НКТ.
Наиболее нагруженными элементами агрегата являются редуктор, диафрагма и
клапаны.
Первые опытные экземпляры насосов показали, что наиболее уязвимыми узлами
являются редуктор и клапаны. Наличие песка в продукции экспериментальных скважин
приводило к образованию песчаных пробок и абразивному износу узлов. Однако и
результаты последующих испытаний не привели к созданию надежной конструкции.
Основной показатель работы оборудования в скважине -межремонтный период составляет
206 сут, что на 71 сут ниже, чем у скважин, эксплуатируемых ШСНУ, и на 141 сут
меньше, чем у скважин с УЭЦН.
Наиболее слабым узлом современных УЭДН является электродвигатель – 67 %
подъемов насосов произошло из-за отказа привода. При этом основной причиной отказа
является пробой обмотки статора ПЭД из-за слабой межвитковой изоляции провода. На
сопротивление изоляции влияет попадающий в двигатель газ, диффундирующий через
диафрагму
Таблица 1
Показатели эксплуатации скважин УЭДН в различных регионах страны [42]
Производственное
Число скважин,
Межремонтный период
объединение
оборудованных УЭДН
эксплуатации скважин,
сут
"Татнефть"
260
280-320
"Башнефть"
100
280-320
"Куйбышевнефть"
50
280-320
"Удмуртнефть"
30
300-350
4
Рис. 3 Погружной электродиафрагменный насос типа ЭДН5
1 – компенсатор электродвигателя; 2 – электродвигатель; 3 – стакан; 4 -эксцентриковый
привод; 5 – плунжерный насос; 6 – пружина; 7 – корпус; 8 – резьба; 9 – головка; 10 –
всасывающий клапан; 11 – нагнетательный клапан; 12 – сетка; 13 – газосепаратор; 14 –
муфта; 15 – трубка; 16 - патрубок; 17 – крышка; 18 – токоввод; 19 – диафрагма; 20 –
штекерный разъем; 21 – конический редуктор
5
Недостаточно надежным является клапанный узел насоса, изнашивающийся при
воздействии на него механических примесей.
Анализ работы скважин, оборудованных УЭДН, в других регионах показал, что и
там их показатели отстают от аналогичных для ШСНУ и УЭЦН (табл. 1).
Хотя в силу более благоприятных скважинных условий этот показатель выше, чем в
ОАО "Оренбургнефть", межремонтный период их вдвое-втрое ниже, чем, например, у
погружных центробежных насосов.
В настоящее время большинство скважин из ранее эксплуатировавшихся УЭДН не
работают: они были переведены на другие способы эксплуатации. Тем не менее
технические характеристики УЭДН и их эксплуатационные возможности, заложенные в
конструкции, должны быть реализованы путем дальнейшего совершенствования и
повышения надежности отдельных узлов.
Опыт применения установок погружных электродиафрагменных насосов типа
УЭДН5 на промыслах России показывает, что их основными технико-экономическими
преимуществами являются:

высокий КПД электронасоса – от 34 до 40 % в зависимости от типоразмера;

незначительный износ его основных узлов, герметично изолированных от перекачиваемой
среды и работающих в чистом масле;

простота монтажа на устье скважины, куда электронасос поступает моноблоком;

отсутствие громоздкого наземного привода и фундаментов для его размещения;
сокращение в 2-3 раза общей металлоемкости и установочной мощности при обустройстве
скважин;

возможность применения НКТ малого диаметра;

сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание в связи с отсутствием привода;

эффективность применения в скважинах с очень низкими дебитами, так как
обеспечивается непрерывная работа взамен периодической эксплуатации, отрицательно
влияющей на нефтеотдачу пласта;

эффективность использования в скважинах с кривыми или наклонно направленными
стволами.
Таблица 2
Основные характеристики установок УЭДН5
Типоразмер установки
Подача,
Давление, МПа
УЭДН5-4-2000
УЭДН5-6.3-1500
УЭДН5-8-1300
УЭДН5-10-1200
УЭДН5-12.5-900
УЭДН5-16-750
УЭДН5-20-600
сут
4,0
6,3
8,0
10,0
12,5
16,0
20,0
20
15
13
12
9
7,5
6
Мощность
электронасоса
(потребляемая), кВт
<2,55
< 3,15
<3,25
<3,35
<3,40
<3,40
<3,50
6
2.
ПЛУНЖЕРНО-ДИАФРАГМЕННЫЕ НАСОСЫ ТИПА ПДН
Насос плунжерно-диафрагменный скважинный погружной типа ПДН предназначен
для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости и содержания механических
примесей из нефтяных скважин с минимальным внутренним диаметром 121,7 мм. В
качестве привода служит качалка с регулируемым числом ходов плунжера.
Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа имеет
следующие характеристики:








плотность - 830...1100 кг/куб.м;
рН - 4,2...6,8;
максимальная кинематическая вязкость - 1000сСт;
максимальное содержание попутной воды - 99%
максимальное содержание свободного газа на приеме насоса по объему - 10%;
максимальная массовая концентрация твердых частиц - 50 г/л;
максимальная температура - 80 Гр.С;
обводненность - любая.
Насос может применяться для скважин с минимальным внутренним диаметром обсадных
труб 121,7 мм. Материал проточной части - износостойкие металлы и пластики.
Рис. 4 Насос плунжерно-диафрагменный ПДН-44-1200
1 -фильтр, 2-клапан всасывания, 3-патрубок всасывания, 4-уплотнение, 5-клапан
стравливания, 6- коллекторная труба, 7-гидравлическая система (собственно насос), 8муфта, 9-гидропривод, 10-цилиндр, 11-шток, 12-переводник. 13-фиксатор, 14-хвостовик,
15-клапан нагнетания, 16-букса, 17-бачок, 18-диафрагма.
Насосы ПДН состоят из двух частей: верхней – гидроцилиндра, в котором
размещена рабочая пара, состоящая из цилиндра 10 и штока 11, и нижней - с
установленными в ней диафрагменными бачками 17 в количестве от 1 до 3 бачков в
зависимости от исполнения насоса. Диафрагмой 18 бачок в осевом направлении разделен
на две полости – коллекторную, которая объединяет все бачки в единую полость,
соединенную коллекторной трубой 6 с полостью под плунжером, и полость, соединенную
через отверстия в стенке бачка с камерой всасывания. В коллекторную полость залито
рабочее тело – масло, которое отжимает диафрагму к противоположной стенке давлением
рабочего тела.
При ходе штока вверх в полости гидропривода образуется вакуум, и диафрагма в
бачках получает возможность перемещения к стенке коллекторной полости. Давлением
пластовой жидкости клапан всасывания 2 открывается и через всасывающий патрубок 3
жидкость поступает в камеру всасывания. При этом клапан нагнетательный 15 давлением
7
Рис. 5 Работа насоса ПДН
8
столба жидкости в НКТ удерживается закрытым, и пластовая жидкость заполняет камеру
всасывания, отжимая диафрагму в крайнее положение, к коллектору. При ходе штока вниз
объем полости цилиндра уменьшается и рабочее тело из коллекторной полости
передавливается в бачки, отжимая при этом диафрагму. В свою очередь диафрагма
вытесняет пластовую жидкость через отверстия в камеру всасывания, создавая в ней
избыточное давление.
Нагнетательный клапан открывается, пропуская в НКТ объем жидкости, равный
объему рабочего тела, вытесненного из коллекторной полости. Диафрагмы, создавая
давление столба жидкости, сами работают на перепаде давлений не более 1 кгс/см2, так
как давлению масла в коллекторной полости бачков противостоит давление столба
пластовой жидкости. При ходе штока вверх цикл повторяется.
Рис. 6 Гидропривод ПДН
1-кольцо; 2-патрубок всасывающий; 3-цилиндр; 4-шток; 5-уплоткение; 6-цилиндр
гидрозащитный; 7-пробка; 8-винт; 9-проволока, 10-кольцо; 11-уплотнение; 12-гайка; 13кольцо; 14-кожух гидропривода; 15-переводник; 16-фиксатор; 17-хвостовик
9
СКВАЖИННЫЕ СТРУЙНЫЕ НАСОСЫ
В последние десятилетия ведутся активные поиски новых способов добычи нефти,
особенно в области эксплуатации наклонных скважин. При использовании бесштанговых
гидроприводных струйных насосных установок вместо УСШН в скважинах со
значительной кривизной ствола энергетические затраты существенно снижаются, а
межремонтный период (МРП) скважинного оборудования увеличивается. Компактность,
высокие монтажеспособность, эффективность и степень унификации узлов позволяют
применять гидроприводные насосные установки при эксплуатации кустовых скважин в
труднодоступных районах Сибири и на морских месторождениях.
Изменение условий эксплуатации многих нефтяных месторождений, связанное с
увеличением числа объектов разработки в труднодоступных северных районах и на
континентальном шельфе, вызвало возрождение интереса к струйным насосным
установкам.
Струйные насосы являются разновидностью гидроприводных насосов, и они
обладают всеми достоинствами этого вида оборудования.
Благодаря своим конструктивным особенностям струйные аппараты отличаются
высокой надежностью и эффективностъю, особенно в осложненных условиях
эксплуатации, например, при добыче пластовой жидкости со значительным содержанием
механических примесей и коррозионно-активных веществ из наклонно направленных
скважин.
К преимуществам струйных насосов относят их малые габариты, большую
пропускную способность и возможность стабильно отбирать пластовую жидкость с
высоким содержанием свободного газа. Кроме того, проста конструкция установок,
отсутствуют движущиеся детали, возможно исполнение струйного насоса в виде
свободного, сбрасываемого агрегата.
В струйном насосе или инжекторе (рис. 7) поток откачиваемой жидкости
перемещается от забоя скважины до устья скважины за счет получения энергии от потока
рабочей жидкости, подаваемого поверхностным силовым насосом с устья скважины.
Рис. 7 Схема струйного насоса (а) и движение жидкостей в нем (б)
1 — подвод откачиваемой жидкости; 2 — подвод рабочей жидкости; 3 — входное
кольцевое сопло; 4 — рабочее сопло; 5 — камера смешения; 6 — диффузор; I —
невозмущенная откачиваемая жидкость; II — пограничный слой; III — невозмущенная
рабочая жидкость (ядро)
Нагнетание скважинной жидкости осуществляется благодаря явлению эжекции в рабочей
камере, т.е. смешению скважинной жидкости с рабочим потоком жидкости, обладающим
большой энергией.
10
Режим работы струйного насоса характеризуется следующими параметрами:
рабочий напор (НР), затрачиваемый в насосе и равный разности напоров рабочего потока
на входе в насос (сечение В-В) и на выходе из него (сечение С-С), полезный напор (НП),
создаваемый насосом и равный разности напоров подаваемой жидкости за насосом
(сечение С-С) и перед ним (сечение А-А); расход рабочей жидкости Q1; полезная подача
Q0. КПД струйного насоса равен отношению полезной мощности к затраченной и может
достигать величины КПД = 0,2...0,35. Такое значение КПД струйных насосов обусловлено
большими потерями энергии, сопровождающими рабочий процесс: в камере смешения (на
вихреобразование и гидравлическое трение жидкости о стенки камеры); в элементах
насоса, подводящих и отводящих жидкость (в рабочем и кольцевом сопле и диффузоре).
Струйный насос работает следующим образом. При истечении рабочей жидкости со
скоростью V1, из сопла в затопленное пространство сразу за передним срезом сопла на
поверхности струи возникает область смешения. Быстрые частицы проникают в
окружающий медленный поток невозмущенной жидкости, подсасываемый через
кольцевой проход в камеру со скоростью Vо и передают ей энергию. Этот процесс,
основанный на интенсивном вихреобразовании, происходит в непрерывно утолщающемся
по длине струйном пограничном слое. Вместе с тем внутренняя область рабочей струи, а
именно ее ядро и внешняя область невозмущенной подсасываемой жидкости - постоянно
уменьшаются и на расстоянии L от рабочего сопла потоки рабочей и откачиваемой
жидкости уже полностью перемешаны. На дальнейшем участке камеры смешения
происходит только выравнивание профиля скоростей потока жидкости. Чаще всего в
струйных насосах применяют цилиндрические камеры смешения, технологические
простые в изготовлении и обеспечивающие относительно высокий КПД.
Для преобразования достаточно высокой скорости потока в камере смешения в
давление поток направляется в диффузор.
Струйный насос имеет два основных элемента: сопло и диффузор, состоящий иногда
из нескольких деталей (рис. 8).
Рис. 8. Струйный насос
11
К соплу подается рабочая жидкость под большим давлением. Она выходит из сопла
в камеру смешения со значительной кинетической энергией. Откачиваемая жидкость
поступает в ту же камеру и увлекается струей рабочей жидкости в горловину диффузора.
В смесительной камере и начале горловины диффузора потоки жидкости смешиваются, и
кинетическая энергия рабочей жидкости частично передается откачиваемой. Далее в
диффузоре кинетическая энергия преобразуется в потенциальную, и смесь выходит из
насоса с определенным давлением. Все эти процессы сопровождаются большой потерей
энергии и поэтому КПД насоса невелик.
Насосный агрегат спускается в скважину на специальных сдвоенных
(концентричных) трубах. Внешний ряд труб соединяется с насосом и между собой
резьбой. Внутренний ряд имеет уплотнение - резиновое кольцо, входящее в посадочное
место, нижней детали. По кольцевому пространству труб к глубинному насосу подается
рабочая жидкость. Она проходит фильтр 1 и по каналам детали 6 подходит к соплу 5.
Жидкость, откачиваемая из скважины, проходит через фильтр 8 и обратный клапан 7 к
смесительной камере, находящейся между соплом 5 и горловиной диффузора 4. При
спуске аппарата он упирается пятой 14 в нижестоящие элементы скважинного
оборудования. Пята поднимает шток 12 и шар клапана 10. Тогда рабочая жидкость
проходит по каналам, деталей 9 и 11 к трем соплам 13. Во время работы при снижении
подачи струйного насоса или кратковременном прекращении отбора жидкости из
скважины клапан 7 предотвращает уход рабочей жидкости через сопло в скважину или
жидкости из труб через диффузор.
Такие насосы широко и давно используются в промышленности и сельском
хозяйстве, в частности, для отбора воды из неглубоких колодцев, скважин, котлованов и
для других подобных нужд.
В качестве рабочего агента используется пластовая вода с ППД. Давление рабочего
агента 9...17 МПа, глубина спуска оборудования 600...2200 м, отбор инжектируемой
жидкости до 160 м3/сут, расход рабочего агента 100 м3/сут.
Эти насосы не имеют движущихся и трущихся частей, поэтому при небольших
напорах они достаточно долговечны, даже при содержании в откачиваемой жидкости
механических примесей, песка.
12