Владимир Хомутко

Время на чтение: 6 минут

А А

Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Нефтяная индустрия является важнейшей отраслью российской промышленности. Важность это природного энергоресурса для отечественной экономики трудно переоценить. Каждый год в России добывают миллионы тонн «черного золота», и этот объем не только обеспечивает потребности внутреннего рынка, но и приносит стране значительную долю экспортных доходов.

Современное извлечение этого полезного ископаемого производится посредством скважин, пробуренных в толще горных пород. Если давления в продуктивном пласте не хватает, как правило, нефть извлекается при помощи специальных механизмов, которые позволяют поднимать сырье на поверхность, а также используются для закачивания в продуктивные пласты воды, продвижения перекачиваемой продукции по промысловым трубопроводам и так далее.

Эти механизмы называются нефтяные насосы. Насосы для добычи нефти используются для подъема нефти на поверхность, перекачивающие насосы – для обеспечения необходимого давления в магистральных и промысловых трубопроводных системах. Далее мы рассмотрим основные типы такого оборудования.

Насосы для нефти. Основные виды

Нефтяные насосы бывают следующих видов:

штанговые глубинные насосы (ШГН);
штанговые винтовые;
электроцентробежные (ЭЦН);
винтовые;
диафрагменные;
гидропоршневые;
магистральные;
мультифазные;
струйные;
пластинчатые.

Штанговые глубинные насосы для добычи нефти (ШГН)

Эти механизмы являются устройствами объемного типа. Их используют для подъема добываемого сырья из скважины путем создания так называемой депрессии (перепада давления между продуктивным пластом и забоем горной выработки). Такие насосы многие из вас видели в кинофильмах и по телевидению (знаменитые нефтяные «качалки»).

В состав штангового насоса входит блок цилиндров, плунжеры, клапана, специальные крепления, штоки, штанга, переходники и так далее. Такие насосные установки используются более, чем на половине ныне эксплуатируемых нефтяных промыслов.

Такая широкая популярность этого вида нефтяного насоса обусловлена следующими несомненными качественными и эксплуатационными характеристиками:

высокий коэффициент эффективности при эксплуатации;
легкость, удобство и простота проведения ремонтных работ;
возможность использования самых разных типов приводов;
возможность применения даже в экстремальных условиях (к примеру, в случае высокой концентрации механических примесей; повышенного содержания газов в добываемой продукции; при выкачивании сырья с высокой коррозионной агрессивностью).

Штанговые винтовые насосы для нефтедобычи

Эту разновидность штанговых установок, как правило, используют при механизированной эксплуатации добывающих скважин в случаях добычи тяжелых сортов нефтяного сырья, а также шлифовальных и тягучих флюидов.

К основным преимуществам таких установок относятся: отсутствие изолированных газов и вполне демократичная для таких агрегатов стоимость.

Электроцентробежные добывающие насосы (ЭЦН)

Несмотря на то, что количество скважин, оборудованное установками данного типа, значительно меньше по сравнению с ШГН, по объемам добываемого с помощью центробежных электронасосов сырья они намного превосходят штанговые насосы. Достаточно сказать, что на территории нашей страны при помощи ЭЦН добывают около 80-ти процентов всего российского «черного золота».

Если кратко описать это устройство, то оно представляет собой обычный насосный механизм, оборудованный электрическим приводом (разве что, в отличие от штангового, он не имеет наземной части, длинный и тонкий). ЭЦН отлично зарекомендовали себя при работе в средах, отличающихся повышенной коррозионной агрессивностью. В состав таких насосных установок входят:

погружной насосный агрегат, состоящий из самого насоса и электропривода с гидрозащитой;
кабельная линия, соединяющая электродвигатель с трансформаторной подстанцией;
станция управления и регулирования работы установки.

Погружные насосы электроцентробежного типа по сравнению с глубинными штанговыми имеют весомые преимущества, а именно:

простое наземное оборудование;
возможность производства добычи больших объемов сырья (до 15 тысяч кубометров в сутки);
возможность их применения в скважинах, глубина которых превышает 3 тысячи метров;
длительный (от 500 дней до двух-трех лет и больше) временной промежуток работы установки без проведения ремонтных работ;
возможность выполнения в скважинах необходимых исследовательских работ без необходимости поднимать насосный агрегат на поверхность;
более простые и менее трудозатратные способы удаления парафиновых отложений, образующихся на стенках НКТ (насосно-компрессорных труб).

Кроме того, электроцентробежные насосные установки можно использовать на больших глубинах и в наклонных добывающих скважинах (вплоть до скважин горизонтального типа), а также в горных выработках с высокой степенью обводненности, в средах с высоким содержанием йодо-бромистых вода, при высокой степени минерализации пластовых вод и для подъема на поверхность кислотных и соляных растворов.

Помимо этого, существуют модификации ЭЦН для одновременно-раздельной работы на нескольких продуктивных горизонтах в рамках одной скважины. В некоторых случаях такие агрегаты используются также для закачивания в нефтяной пласт минерализованной пластовой воды, в целях поддержания необходимого уровня пластового давления.

Такая насосная конструкция применяется, как правило, для добычи тяжелых и высоковязких нефтей с большим количеством механических примесей (например, песка), а также для перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости.

Эта разновидность нефтяной насосной установки обладает следующими преимуществами:

Винтовые насосы

Диафрагменные нефтяные насосы

Также, как и штанговые, относятся к устройствам объемного типа. Основу конструкции такого агрегата составляет специальная диафрагма, предохраняющая добываемую продукцию от попадания в другие части насосного механизма. В состав диафрагменного насоса входит подающая нефть колонна, нагнетательный клапан, осевой канал, винтовая пружина, цилиндр, поршень, опоры, электрический кабель и так далее.

Такие насосные агрегаты, как правило, используются на промыслах, где в добываемом нефтяном сырье содержится большое количество механических примесей. К основным достоинствам этой конструкции относят простоту монтажа и последующей эксплуатации.

Насосы гидропоршневые

Они предназначены для откачки из скважины пластовой жидкости. Гидропоршневые агрегаты используются в тех случаях, когда в добываемом сырье нет примесей механического характера.

В состав данных установок входят: скважинный насос, погружной двигатель, канал, через который осуществляется подъема нефти и воды, поверхностная силовая установка и система подготовки рабочей среды. В процессе добычи с помощью таких агрегатов на нефть поверхность выходит вместе с извлекаемой водой.

Основными преимуществами гидропоршневых насосов являются:

возможность в значительной степени вносит изменения в их основные характеристики;
простота и удобство применения;
возможность без особых трудозатрат проводить подземные ремонтные работы;
их можно использовать в скважинах, имеющих наклонное направление ствола.

Магистральные нефтяные насосы

Их основное назначение – перекачивать добываемое сырьё или нефтепродукты по промысловым, техническим и магистральным трубопроводам.

Такие агрегаты способны обеспечить высокий напор для обеспечения прокачки транспортируемого сырья. Их основные отличительные характеристики – экономичность процесса эксплуатации и высокая степень надежности.

Такие установки состоят из двух основных компонентов – корпуса и системы роторов, и применяются для прокачивания нефти и нефтепродуктов по системе магистральных трубопроводов.

Использование установок такого типа позволяет:

снижать нагрузки на устье проема;
уменьшать количество используемого оборудования;
повышать эффективность использования выделяющихся газов;
повысить рентабельность эксплуатации отдаленных месторождений.

Мультифазные насосы для нефти и нефтепродуктов

Струйные нефтяные насосные установки

Являются самыми современными и перспективными установками для нефтяной отрасли промышленности. Их применение поможет вывести технологию эксплуатации нефтяных месторождений на более высокий уровень.
В состав таких установок входят: механизм подведения рабочей среды. Активное сопло, канал подвода инжектируемой жидкости, камера смещения и диффузор.

В настоящее время насосные установки такого типа обретают все большую популярность вследствие простоты своей конструкции, отсутствия в ней движущихся элементов, высокой степени прочности и надежности работы даже при экстремальных условиях эксплуатации, таких, как высокая концентрация в рабочей среде примесей механического характера, высокое содержание свободных газов в извлекаемом сырье. повышенные температуры окр4ужающей среды и агрессивность рабочей жидкости.

Струйные установки насосного типа способны обеспечить:

стабильность работы устройства;
свободу регулирования давления в забое;
оптимальное функционирование агрегата в случаях возникновения неконтролируемых изменений таких параметров, как степень обводненности, внутрипластовое давление тому подобных;
более легкий и быстрый приток добываемого сырья;
быстрый выход на оптимальный режим эксплуатации после приостановки работы скважины;
эффективное использование выделяющихся свободных газов;
предотвращение фонтанирования в затрубных областях;
процесс быстрого остывания электродвигателей погружного типа;
стабильность в устройстве токовой нагрузки;
увеличение КПД нефтедобывающей установки.

Применение таких насосных агрегатов дает возможность обеспечить более качественную и быструю добычу нефтяного сырья.

В состав таких насосов входят:

корпус, оборудованный крышкой;
приводной вал с подшипниками;
рабочий комплект, который состоит из распределительных дисков, ротора, статора и пластины.

Роторно-пластинчатые (шиберные) насосы ПН

К основным достоинствам пластинчатых агрегатов относятся:

высокая прочность;
хорошая надежность;
высокая степень эффективности нефтедобычи;
хорошие эксплуатационные характеристики;
высокая износостойкость деталей механизма.

Глава 4. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ

Классификация насосных станций нефтяных промыслов

Промысловые насосные станции классифицируются по назначению. Различают три вида станций:

Насосные станции для транспорта продукции скважин по территории месторождений от скважин до центральных пунктов сбора нефти;

Насосные станции (насосные установки), обеспечивающие функционирование центральных пунктов сбора нефти, где осуществляется подготовка нефти к транспорту на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ);

Насосные станции для закачки воды в нефтеносные пласты через нагнетательные скважины и добычи таким способом нефти.

Приведенная классификация насосных станций нефтяных промыслов является самой общей. На отдельных месторождениях она может иметь несколько иной вид. В частности, на ряде промыслов отсутствуют станции для закачки воды в нагнетательные скважины. Их роль выполняют высоконапорные погружные насосы водозаборных скважин, которые ведут прямую перекачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные. Такой вариант обычно применяется на тех месторождениях, где для заводнения нефтяных пластов используют подземные воды.

Встречаются и другие отличия от приведенной выше общей классификации.

В зависимости от условий работы станций на них используются насосы различных типов. Тип насосов определяется в основном свойствами перекачиваемой жидкости.

Промысловые жидкости, транспортируемые насосными станциями, не являются в полном смысле нефтями. Это смесь различных жидкостей, газов и твердых включений.

Жидкая часть продукции скважин представлена жидкими углеводородами (собственно нефть) и водой, содержание которой в общем объеме продукции может составлять от нуля до 90-95%. Состав попутного нефтяного газа, добываемого совместно с нефтью, варьируется в широких пределах не только для различных месторождений, но и для одного и того же месторождения в различные годы его эксплуатации. Плотность газовых смесей при этом обычно находится в интервале 0,7-3,5 кг/м 3 .

Достаточно разнообразны и твердые включения. Количественная и качественная характеристика их имеет широкий спектр. Данные включения содержат в различных соотношениях частицы горных пород, выносимых потоком из скважин, окалину трубопроводов и технологического оборудования, а также твердые углеводороды в виде парафинов, церезинов, асфальтенов, смолистых веществ и так далее.

Естественное различие нефтей по вязкости и плотности дополняет общую картину физико-химических свойств промысловых жидкостей.

Столь большое разнообразие продукции скважин приводит к необходимости применения на промысловых НС насосов различных типов, так как каждый тип насосов предназначен для перекачки определенных видов жидкостей и имеет свою область рационального применения.

На промысловых насосных станциях в основном используют центробежные насосы и две разновидности объемных насосов - поршневые и роторные.

Центробежные насосы находят применение при перекачке больших объемов нефти и в тех случаях, когда не требуются большие напоры. Их применяет в основном на крупных месторождениях с маловязкой жидкостью.

Перекачка вязких нефтей производится объемными насосами. При этом роторные насосы, как правило, используются для перекачки нефтей повышенной вязкости и в тех случаях, когда производительность НС должна быть достаточно высока.

Из центробежных насосов на промыслах наибольшее распространение получили насосы типов АЯП, КСМ, МС, НК, НД, НМ, ЦНС. В Западной Сибири в последнее время предпочтение отдается преимущественно насосам ЦНС.

Поршневые насосы в основном применяются там, где нефть содержит значительный процент парафина (15%) и для нормальной перекачки таких нефтей требуется не только ее подогрев, но и сравнительно высокие давления, которые не могут развить центробежные насосы.

Для перекачки нефти и водонефтяных эмульсий (с содержанием свободного газа до 15%) широкое применение получили центробежные насосы.

Маркировка насосов расшифровывается следующим образом:

Н - нефтяной; К - консольный с подшипниковым кронштейном; С - секционный; М - моноблочный; МС - многосекционный; Д - двухстороннего входа (рабочее колесо двухстороннего входа); ЦНС - центробежный нефтяной секционный.

В маркировке насосов помимо буквенных обозначений приводятся группы цифр, с помощью которых сообщаются более детальные технические характеристики машин. Цифровые обозначения вносятся в маркировку двумя различными способами.

При одном из них общая маркировка насоса выглядит следующим образом:

Здесь первая цифра (8) соответствует диаметру входного патрубка насоса (в миллиметрах), уменьшенному в 25 раз и округленному. Вторая группа цифр (10) представляет коэффициент быстроходности насоса, уменьшенный в десять раз и округленный. Последняя группа цифр (5) отражает число ступеней насоса.

Аналогично насосам НД маркируется и другие типы насосов, например насосы НК и МС.

При втором способе маркировки вводимые в нее цифровые обозначения соответствуют основным технологическим характеристикам насосов, например

НМ -200-120-120 .

Первая группа цифр (200) здесь указывает на подачу насоса, выраженную в кубических метрах в час, вторая (120) - также на подачу и в тех же единицах, но только при сменном роторе на пониженную подачу. Последняя группа цифр (120) дает информацию о напоре, развиваемом насосом в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Рассмотренные центробежные насосы используются для перекачки промысловой нефти с содержанием твердых взвешенных частиц в количестве не более 0,2% и размером не более 0,2 мм.

В отличие от центробежных объемные насосы находят на нефтяных месторождениях значительно меньшее применение, и это в основном поршневые насосы. Наиболее распространены поршневые насосы типов У8-3, 9МГр, НТ-150, 11ГР. Все эти насосы грязевые. Они не рассчитаны на перекачку нефти и, соответственно, не в полной мере отвечает условиям работы промысловых НС. В частности, мощность данных насосов заметно превосходит потребную на промысловых станциях, габариты и вес их чрезмерно высоки. Некоторые конструктивные элементы насосов, например уплотнения, не выдерживает длительного контакта с нефтяной средой и быстро выходят из строя.

Перечисленные обстоятельства заставляют, по возможности, избегать применения данных насосов для внутрипромысловой перекачки продукции скважин и заменять их либо на центробежные, либо на роторные насосы.

Среди роторных насосов наиболее распространены винтовые: МВН-1,5; МВН-6; МВН-10; ВН-50; ЭНН-120-5; ЭНВ-32/25; 2ВВ-500/10. Реже применяются шестеренчатые или роторно-зубчатые насосы типа РЭ. Ограниченное использование последнего типа насосов объясняется необходимостью более тщательной очистки для них перекачиваемой жидкости от механических примесей по сравнению с винтовыми. А это в условиях промыслов не всегда возможно и рационально.

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м). ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

1.1 Станки-качалки

Станок-качалка (рис.2), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Рис. 2. Станок-качалка типа СКД:

1 – подвеска устьевого штока; 2 ‑ балансир с опорой; 3 ‑ стойка; 4 ‑ шатун; 5 ‑ кривошип; 6 ‑ редуктор; 7 ‑ ведомый шкив; 8 ‑ ремень; 9 ‑ электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 ‑ ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка "РОУДРАНЕР" фирмы "ЛАФКИН".

1.2 Производительность насоса

Теоретическая производительность ШСН равна

, м 3 /сут.,

Где 1440 - число минут в сутках;

D - диаметр плунжера наружный;

L - длина хода плунжера;

n - число двойных качаний в минуту.

Фактическая подача Q всегда < Qt.

Отношение

, называется коэффициентом подачи, тогда Q = Q t a n , где a n изменяется от 0 до 1.

В скважинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эффект, т.е. в частично фонтанирующих через насос скважинах может быть a n >1. Работа насоса считается нормальной, если a n =0,6¸0,8.

Коэффициент подачи зависит от ряда факторов, которые учитываются коэффициентами

a n =a g ×a ус ×a н ×a уm ,

где коэффициенты:

a g - деформации штанг и труб;

a ус - усадки жидкости;

a н - степени наполнения насоса жидкостью;

a уm - утечки жидкости.

где a g =S пл /S , S пл - длина хода плунжера (определяется из условий учета упругих деформаций штанг и труб); S - длина хода устьевого штока (задается при проектировании).

DS=DS ш +DS т,

Где DS - деформация общая; S - деформация штанг; DS т - деформация труб.

где b - объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и поверхностных условиях.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса

- газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент, характеризующий долго пространства, т.е. объема цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить a н. Коэффициент утечек

где g yт - расход утечек жидкости (в плунжерной паре, клапанах, муфтах НКТ); a yт - величина переменная (в отличие других факторов), возрастающая с течением времени, что приводит к изменению коэффициента подачи.

Оптимальный коэффициент подачи определяется из условия минимальной себестоимости добычи и ремонта скважин.

Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во времени можно описать уравнением параболы

, (1.1.)

T - полный период работы насоса до прекращения подачи (если причина - износ плунжерной пары, то Т означает полный, возможный срок службы насоса); m - показатель степени параболы, обычно равный двум; t - фактическое время работы насоса после очередного ремонта насоса.

Исходя из критерия минимальной себестоимости добываемой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оптимальную продолжительность межремонтного периода

, (1.2.)

где t p - продолжительность ремонта скважины; B p ‑ стоимость предупредительного ремонта; B э - затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, исключая B p .

Подставив t мопт вместо t в формулу (1.1.), определим оптимальный конечный коэффициент подачи перед предупредительным подземным ремонтом a nопт.

Если текущий коэффициент подачи a nопт станет равным оптимальному a nопт (с точки зрения ремонта и снижения себестоимости добычи), то необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (замене) насоса.

Средний коэффициент подачи за межремонтный период составит

Анализ показывает, что при B p /(B э ×T)<0,12 допустимая степень уменьшения подачи за межремонтный период составляет 15¸20%, а при очень больших значениях B p /(B э ×T) она приближается к 50%.

Увеличение экономической эффективности эксплуатации ШСН можно достичь повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевременным установлением момента ремонта скважины.

1.3 Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический". Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.

В предыдущем выпуске мы поговорили о фонтанном и газлифтном способе добычи нефти. Но по статистике только чуть более 13% всех скважин в России эксплуатируются этими способами (хотя эти скважины дают более 30% всей российской нефти). В целом статистика по способам эксплуатации выглядит так:

Способ эксплуатации	Число скважин, %	Средний дебит, т/сут		Добыча, % от общей
Способ эксплуатации	Число скважин, %	нефти	жидкости	нефти	жидкости
Фонтанный	8,8	31,1	51,9	19,5	9,3
Газлифтный	4,3	35,4	154,7	11,6	14,6
УЭЦН	27,4	28,5	118,4	52,8	63,0
ШСН	59,4	3,9	11,0	16,1	13,1
Прочие	0,1	-	-	-	-

ШСН – штанговые скважинные насосы;
УЭЦН – установки центробежных электронасосов.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

У обывателя при разговоре о нефтяном деле возникает образ двух станков – буровой вышки и станка-качалки. Изображения этих устройств встречаются всюду в нефтегазовой отрасли: на эмблемах, плакатах, гербах нефтяных городов и так далее. Внешний вид станка-качалки известен всем. Вот как он выглядит.

Станок-качалка и есть один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Если по порядку описать происходящие процессы при данном виде эксплуатации, то получится следующее. На электродвигатель станка-качалки подается электричество. Двигатель вращает механизмы станка-качалки так, что балансир станка начинает двигаться как качели и подвеска устьевого штока получает возвратно-поступательные движения. Энергия передается через штанги – длинные стальные стержни, скрученные между собой специальными муфтами. От штанг энергия передается штанговому насосу, который захватывает нефть и подает ее наверх.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются строгие требования, которые имеют место 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.

В России изготавливаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосы производят ОАО «Элкамнефтемаш» г.Пермь и ОАО «Ижнефтемаш» г.Ижевск.

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами.

Для отбора из скважин больших объёмов жидкости применяется лопастный насос с рабочими колесами центробежного типа, обеспечивающий высокий напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов (УЗЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЗВНТ).

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом.

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.

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

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость поступает через сетку в нижней части насоса. Погружной электродвигатель маслозаполненный, герметизированный. Во избежание попадания в него пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Электроэнергия с поверхности подается по круглому кабелю, а около насоса - по плоскому. При частоте тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин(-1).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (напряжение промысловой сети) до 400- 2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вручную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности работы для извлечения вязких жидкостей используется 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.

Процесс сопряжен с применением специального глубинного оборудования, основу которого составляют так называемые станки-качалки. Это разновидность наземного приводного механизма, которым управляют операторы в ходе эксплуатации скважин. Как правило, качалка нефтяная базируется на работе обеспечивающих функцию добывающей инфраструктуры.

Назначение нефтяных качалок

Наиболее распространенный привод штангового насоса предназначен для свайной разработки месторождений. С помощью данного агрегата пользователи осваивают скважины в условиях вечной мерзлоты. Также популярно нефтегазовое оборудование в виде качалок с одноплечими балансирами. Такие станки используются в качестве индивидуального привода при добыче нефти.

В сущности, любая нефтедобывающая инфраструктура ориентирована на осуществление поднятия ресурса. Общий принцип работы оборудования можно сравнить с функцией шприца, которая в данном случае обеспечивается штанговыми насосами. Также в качестве обязательного элемента качалка нефтяная оснащается колоннами из компрессионных труб. По этим каналам и реализуется подъем и передача нефти.

Процесс нефтедобычи качалкой

Технологическая организация процесса добычи делится на несколько этапов. Начинаются работы с глубина которой может достигать нескольких километров. Как правило, разрабатываются 1500-метровые отверстия, а рекордсменами являются скважины на 4000 м. Далее устанавливаются трубопровода, которые становятся основой нефтедобывающей инфраструктуры. Активатором же в данной системе будет насос. Для понимания принципа его действия следует разобраться с тем, как работает нефтяная качалка в общей структуре трубопровода. Она выполняет функцию приводного механизма, за счет которого выполняются возвратно-поступательные действия. Качалки работают по цикличному принципу, давая возможность нефти концентрироваться вокруг скважины для обеспечения эффективной откачки. Кроме того, такой принцип обслуживания минимизирует износ частей установки.

Устройство нефтяной качалки

Станок монтируется на специальную бетонную основу в виде фундамента. Здесь же располагается стойка, платформа и управляющая станция для оператора. После завершения работ по организации платформы размещается балансир, уравновешиваемый специальной головкой, к которой также подсоединяется канатный подвес. Для обеспечения силового воздействия качалка нефтяная оснащается редуктором и электродвигателем. Последний может располагаться под платформой, но из-за высокой опасности эксплуатации данной конфигурации такое размещение применяется крайне редко.

Что касается редуктора, то он посредством кривошипно-шатунного механизма подключается к балансиру. Эта связка предназначена для преобразования вращательного действия вала в возвратно-поступательную функцию. Примечательна и задача станции управления. Как правило, ее основу формирует коробочный комплекс с электротехнической начинкой. В обязательном порядке рядом с реле управления устанавливается и ручной механический тормоз.

Разновидности

Несмотря на схожий принцип работы с нефтяным ресурсом, в семействе станков-качалок представлены разные модификации. Как уже отмечалось, наиболее популярным считается классический балансный станок, в котором предусматривается задняя фиксация шатуна, а также редуктор, подключаемый к раме с уравновешивателем. Но есть и альтернатива данному оборудованию. Это гидравлический штанговый насос, который крепится на верхнем фланце скважинной арматуры. К его особенностям и преимуществам относят исключение необходимости устанавливать фундаментную подушку. Это отличие имеет большое значение, если речь идет о в зонах вечной мерзлоты. Есть и другие особенности у гидравлических установок. В частности, они предполагают осуществление бесступенчатой регулировки длины, что дает возможность с большей точностью подбирать режимы эксплуатации оборудования.

Характеристики станков-качалок

Технологи анализируют широкий спектр технико-эксплуатационных параметров, которые дают основания для выбора того или иного станка. В частности, оценивается нагрузка на штоке, длина хода, размеры редуктора, крутящий момент, частотный диапазон качания и т. д.

Одной из главных характеристик станков-качалок является мощность электродвигателя. Так, типовые нефтяные насосы справляются со своими функциями при условии подачи усилия в 20-25 кВт. Более глубокий анализ параметров также предусматривает учет типа ремня, диаметров шкивов и особенностей тормозной системы. При этом, кроме эксплуатационных рабочих возможностей, следует иметь в виду и габаритные параметры, которые делают возможным принципиальную установку конкретного станка в тех или иных условиях. Опять же, типовая установка может иметь в длину 7 м, а в ширину - порядка 2-2,5 м. Масса обычно превышает 10 т.

Как обслуживается качалка нефтяная?

Для работы со станками-качалками конструкторы предусматривают специальные механизмы. Например, для обслуживания траверсы с балансиром монтируется специальная площадка с приводными системами. Операторы могут управлять параметрами разъемной опорой балансирной головки, интегрированной в тело установки. приводной системы обеспечивает оптимальное движение головки и при необходимости может настраиваться на быстрое движение вниз. При этом важно разделять непосредственно функции операторов и персонала, который технически обслуживает нефтяные насосы в процессе эксплуатации. Если первые занимаются регуляцией подъема нефти, то вторые отслеживают рабочие показатели механизмов с точки зрения сохранения их функции в рамках допуска пиковых нагрузок.

Заключение

Производители станков-качалок регулярно предлагают новые технологические решения для обеспечения процесса добычи нефти, однако о серьезных пересмотрах существующих концепций пока говорить не приходится. Дело в том, что нефтегазовое оборудование стоит дорого и многие заказчики неохотно меняют имеющийся парк техники. Тем не менее частичное обновление значительно устаревших компонентов все же происходит. Также наблюдается и тенденция перехода от балансирных станков к более совершенным гидравлическим. Это обусловлено именно стремлением к оптимизации работы существующей инфраструктуры. В итоге нефтедобывающие предприятия сокращают затраты на организацию и эксплуатацию оборудования, но в то же время не понижают качества целевого продукта.