Научная статья на тему 'Скважинный двухвинтовой насос-компрессор'

Скважинный двухвинтовой насос-компрессор Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
429
117
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
ПЛАСТОВАЯ ЖИДКОСТЬ / ДВУХВИНТОВОЙ НАСОС / СКВАЖИНА / ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА / FORMATION FLUID / A TWIN-SCREW PUMP / DEEP WELL / PUMP CHARACTERISTICS

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Садыков А. Ф., Максимов В. А., Садыков А. А., Калимуллин Д. М.

Приводится конструкция двухвинтового скважинного насос-компрессора для откачки пластовой жидкости (вода, газ, нефть), результаты стендовых и промысловых испытаний

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

We present construction twin-screw downhole pump-compressor for pumping formation fluids (water, gas, oil), the results of bench and field tests

Текст научной работы на тему «Скважинный двухвинтовой насос-компрессор»

УДК 621.514.54.001.24

А. Ф. Садыков, В. А. Максимов, А. А. Садыков, Д. М. Калимуллин

СКВАЖИННЫЙ ДВУХВИНТОВОЙ НАСОС-КОМПРЕССОР

Ключевые слова: пластовая жидкость, двухвинтовой насос, скважина, характеристики насоса.

Приводится конструкция двухвинтового скважинного насос-компрессора для откачки пластовой жидкости (вода, газ, нефть), результаты стендовых и промысловых испытаний.

Keywords: formation fluid, a twin-screw pump, deep well, pump characteristics.

We present construction twin-screw downhole pump-compressor for pumping formation fluids (water, gas, oil), the results of bench and field tests.

Насосы для откачки пластовой жидкости из скважины подразделяются на скважинные центробежные, скважинные одновинтовые и штанговые.

Штанговые плунжерные насосы для своей работы требуют громоздкий станок-качалку и систему штанг для привода плунжера насоса. Во время работы возможны случаи обрыва штанг, приводящие к остановке и ремонту установки в целом.

Центробежные погружные насосы для создания высокого напора должны иметь большое количество ступеней (от 200 до 400), что приводит к большим габаритам по длине и ненадежной работе насосов при искривлении скважин.

Одновинтовые погружные насосы ограничены в применении из-за сложной технологии изготовления винтов и наличия резиновой обоймы статора, требующей подбора особого материала, ненабухающего в нефтеводогазовой среде.

Учитывая снижение дебита нефтедобывающих скважин в России, доля которых в общем объеме составляет до 50 %, растет интерес к новым высокотехнологичным насосам для малодебитных скважин. Такой насос разработан в ОАО «ТатНИИнефтемаш» (г.Казань) [1]. Насос является двухроторным, по производительности занимает промежуточное положение между центробежными и штанговыми насосами при создании высокого (до 20 МПа) напора. Он технологичен в изготовлении, отличается небольшими габаритами по длине, долговечен и надежен в работе, так как отсутствует взаимное касание роторов, меньшей потребляемой мощностью при одинаковых подачах и напорах откачиваемой жидкости. Приводом насоса может служить электродвигатели, серийно освоенные в производстве центробежных погружных насосов. Насос по принципу действия относится к типу объемных машин и подача жидкости в нем производится вращающимися винтами, находящими в зацеплении. Основными особенностями насоса являются:

• цельнометаллическая конструкция;

• износостойкие уплотнительные системы;

• может откачивать все три фазы пластовой жидкости (воду, газ, нефть);

• производительность можно регулировать, изменяя число оборотов электропривода насоса, при постоянном напоре.

Во избежание разрушительного воздействия абразивных частиц и песка ведущий и ведомый ротора, внутренняя поверхность расточек корпуса упрочнены специальным покрытием, твердость которого достигает 85-90 ИЯС.

Скважины, предназначенные для

эксплуатации насоса, должны удовлетворять следующим условиям:

• минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее 123,7 мм;

• минимальный темп набора кривизны ствола скважины -2° на 10 метров, а в зоне работы установки - 3 минуты на 10 метров;

• отклонение ствола скважины от вертикали в зоне работы погружного насоса - не более 40°.

Характеристика пластовой жидкости:

• пластовая вода - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

• концентрация твердых частиц, г/л, не более 0,1;

• содержание свободного газа, % по объему, не более 55;

• температура откачиваемой жидкости, не более 90 °С;

• содержание попутной воды, % не более

99;

• водородный показатель попутной воды, рИ 6,0-8,5;

• плотность жидкости, кг/м3, не более

1400;

• концентрация сероводорода, г/л, не более 1,25;

Габаритные размеры насоса:

• длина 1490 мм;

• диаметр корпуса 117 мм;

Масса 75 кг.

Насос используется в составе установки для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин, которая состоит из двигателя, компенсатора, протектора, предохраняющего электродвигатель от проникновения в него окружающей жидкости,

насоса, обратного клапана, спускного клапана, насосно-компрессорных труб, кабеля и трансформатора.

В случае, когда требуется обеспечить больший напор, насос может быть выполнен в виде нескольких последовательно соединенных модулей.

При работе установки вращательное движение электродвигателя передается через редуктор рабочим винтовым роторам 3 (рис. 1) насоса. Откачиваемая жидкость через прорези А поступает в камеру всасывания Б.

Рис. 1 - Конструкция двухвинтового насос-компрессора

Жидкость захватывается винтами роторов 3 из камеры всасывания Б и подается в камеру нагнетания В.

Пройдя через нагнетательный патрубок насоса, обратный 5 и спускной 6 клапаны (рис. 2), по насосно-компрессорным трубам 7 пластовая жидкость поступает на переработку.

Подвод электроэнергии от наземного оборудования к электродвигателю обеспечивается по кабельной линии 8 при помощи муфты кабельного ввода 10.

Наземное электрооборудование - комплектная трансформаторная подстанция или станция управления с трансформатором 9, которая преобразует напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель с учетом потерь напряжения в кабеле, обеспечивает управление работой установки в целом.

Нагнетательный патрубок 1 (рис. 1) с ловильной головкой предназначен для вывода из насоса откачиваемой жидкости в насосно-

компрессорные трубы и захвата насоса перед подъемом его на поверхность.

Узел винтовых роторов состоит из стального корпуса 2 (рис. 1), в котором выполнены две параллельные расточки для размещения в них роторов. Две пары винтов имеют шевронный тип нарезки с циклоидальным, математически плотным профилем. Роторы вращаются в подшипниках скольжения 4 и 5, снабжены шестернями связи 6, обеспечивающими вращение винтов без взаимного контакта. Благодаря шевронной нарезке винтов осевые усилия на них взаимно уравновешиваются.

Подшипники скольжения 4 расположены в корпусе нагнетательного патрубка, изготовлены из материала на основе оксида алюминия, воспринимают радиальные усилия и смазываются пластовой жидкостью.

Рис. 2 - Установка насос-компрессора в скважине

Подшипники скольжения 5 расположены в корпусе редуктора, изготовлены из бронзы и смазываются трансформаторным маслом.

Радиальные нагрузки, возникающие в передаче с внутренним зацеплением, воспринимаются радиальным роликовым подшипником 8.

Восприятие осевых нагрузок и фиксация в осевом положении роторов осуществляется при помощи регулировочных шайб и упорных шарикоподшипников 9.

Полость редуктора заполнена

трансформаторным маслом и сообщается с полостью компенсатора. Циркуляция масла осуществляется при помощи шестерен связи 6, которые выполняют роль шестеренчатого насоса, через штуцер 10 и трубопровод в компенсатор.

Подшипники и шестерни редуктора защищены от проникновения пластовой жидкости торцевыми уплотнениями 11.

В процессе эксплуатации скважин насосами необходимо контролировать следующие параметры:

• количество откачиваемой жидкости;

• содержание попутной воды в откачиваемой жидкости и её водородный показатель;

• вязкость откачиваемой жидкости;

• концентрацию твердых частиц и сероводорода;

• микротвердость частиц по Моосу;

• температуру откачиваемой жидкости на выходе из насоса;

• динамический уровень;

• буферное давление;

• сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель»;

• величину тока электропривода насоса.

Наработка насоса на отказ не менее 14400

часов. Критерием отказа считается снижение производительности насоса более чем на 50%, а также останов насоса или выход из строя наземного электрооборудования.

Материальное исполнение:

• корпус насоса - сталь 40Х по ГОСТ 4543-71;

• роторов - сталь 25Х13Н2 ГОСТ 5632-72;

• шестерен - сталь 25ХГМ по ГОСТ 4543-71.

Конструкция насоса отвечает требованиям

«Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Правил устройств

электроустановок».

Конструкция насоса обеспечивает удобство ремонта и не оказывает вредного воздействия на окружающую среду. Как уже отмечалось, двухроторные погружные нефтяные насосы-компрессоры были разработаны для откачки пластовой жидкости (нефть, вода, газ) из малодебитных скважин.

Подача перекачиваемой жидкости обеспечивается вращающимися винтами,

находящимися в зацеплении. С целью обеспечения требуемой подачи при заданном напоре опытный образец насоса был изготовлен с минимальными зазорами в проточной части насоса (рис. 1) : 5-1=0,05 мм, 52=0,068 мм, 53=54=0,03 мм.

Рис. 3 - Схема зазоров в двухроторном насосе

Проведенные стендовые испытания опытного образца насоса показали [2], что насос способен

обеспечивать требуемую подачу при заданном напоре.

Однако, при проведении пробных промысловых испытаний был выявлен преждевременный (наработка насоса составила менее четырех суток) абразивный износ рабочих поверхностей винтов и расточек корпуса насоса из-за их недостаточной твердости и малых значений зазоров. В результате, как показали стендовые испытания насоса, проведенные после его демонтажа из скважины, создаваемый насосом напор снизился вдвое.

Для снижения абразивного износа рабочие поверхности винтов и расточек корпуса насоса были упрочнены специальным покрытием твердостью 8590 ИЯС [3], а зазоры увеличены до следующих значений:

51=0,128 мм; 52=53=54=0,07 мм.

Испытания доработанного насоса проводились на стенде ООО «РИНПО» (г. Альметьевск).

Стенд представляет собой скважину, в которую опускается насос в сборе с погружным электродвигателем марки ПЭД 22-117/4В и колонной насосно-компрессорных труб.

В качестве перекачиваемой жидкости использовалось масло трансформаторное ГОСТ 10121-76, подаваемое в скважину из маслобака.

Перекачиваемое насосом масло через трехходовой кран поступает в тарированную мерную емкость, откуда через сливной трубопровод сливается в маслобак. Требуемый перепад давления на насосе устанавливается с помощью вентиля регулирующего, находящегося на выходе из насоса. Давление на выходе из насоса определялось по манометру, а температура масла замерялась термометром.

Избыточное давление на входе в насос определялось из выражения Р1=Н1рд, где р-плотность масла, д- ускорение свободного падения, Н-| - высота уровня масла над входом в насос.

При проведении испытаний температура масла находилась в пределах 1=24-26°С. Коэффициенты динамической вязкости при этих значениях температуры были равны : ^24=0,02 Па-с, М26=0,0185 Па-с. Плотность масла была принята равной р=860 кг/м3. Высота столба жидкости была равна Н-|=7м. Перепад давления на насосе Ар=р2-р-|, где р2- избыточное давление на выходе из насоса.

Значения замеренных параметров при различных режимах работы насоса приведены в таблицах 1 и 2. Таблица 1

Р1, 0,059

МПа

Р2, 0,0 0,4 0,9 1,4 1,9 2,4 2,9 3,4 3,9

МПа 59 9 8 7 6 5 4 3 2

АР, 0 0,4 0,9 1,4 1,9 2,3 2,8 3,3 3,8

МПа 31 21 11 01 91 81 71 61

О, 51, 45, 42, 34, 29, 22, 17, 8,3 1,6

м3/с 9 71 7 83 64 94 41 7 7

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

утки

1=24°С; ^24= =0,02 Па-с

Таблица 2

Р1, МПа 0,059

Р2, МПа 0,0 59 0,4 9 0,9 8 1,4 7 1,9 6 2,4 5 2,9 4 3,4 3 3,9 2

АР, МПа 0 0,4 31 0,9 21 1,4 11 1,9 01 2,3 91 2,8 81 3,3 71 3,8 61

м /с утки 51, 9 45, 21 38, 51 35, 16 28, 46 21, 77 13, 4 6,7 1,6 7

1=26°С; М26=0,0 1 85 Па-с

Проведенные испытания показали, что даже при увеличенных зазорах насос способен обеспечивать требуемую подачу.

При перекачивании пластовой жидкости, вязкость которой значительно выше (^>0,1 Па-с) вязкости масла трансформаторного, следует ожидать увеличения создаваемого насосом напора.

Расчетные данные, полученные с использованием методики расчета, изложенной в работе [2], приведены в таблице 3. Таблица 3_

Па-с О, м3/сутки

Ар, МПа

0 1 2 3 4

0,02 56,82 34,79 22,16 11,2 1,15

0,0185 56,82 34,22 21,16 9,8 0

Сравнение опытных (табл. 1 и 2) и расчетных (табл. 3) данных по подаче насоса показало (рис. 4) их удовлетворительное совпадение.

Ч

^Сч чч V X» 1

\ „ л >«

-^чХ •

О 10 20 30 АО 50 а,н/сутки Рис. 4 - Характеристика насоса: 1- 1=24°С, ^=0,02

Па с-----, — }-теория; 2- 1=26°С, м=0,0185 Па с ^,х-

эксперимент

Литература

1. Пат. № 2431765. Погружная многофазная насосная установка/ А.Ф.Садыков [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «ТатНИИнефтемаш».- № 2010115767/06; заявл. 20.04.2010; опубл. 20.10.2011, Бюл. №29.

2. Максимов, В.А. Двухвинтовые насос-компрессоры: расчет и проектирование/ В.А.Максимов, А.Ф. Садыков, И.В Хамидуллин, Р.М. Назмутдинов. -Казань, ОАО «ТатНИИнефтемаш» , 2004.- 236с.

3. Садыков, А.Ф. Двухроторный погружной нефтяной насос. Тезисы докладов. Восьмая международная научно-техническая конференция молодых специалистов «Исследование, конструирование и технология изготовления компрессорных машин»/А.Ф.Садыков, А.А. Садыков, Р.М. Назмутдинов, И. В. Хамидуллин.-Казань, Изд-во «Слово», 2009 -116с.

© А. Ф. Садыков - канд. техн. наук, ген. директор ОАО «ТатНИИнефтемаш», info@tatnii.ru; В. А. Максимов - д-р техн.

наук, проф., зав. каф. компрессорных машин и установок КНИТУ, cmu@inbox.ru; А. А. Садыков - инженер-конструктор

3 кат. ОАО «ТатНИИнефтемаш»; Д. М. Калимуллин - нач. лаб. №7 ОАО «ТатНИИнефтемаш».

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.