Электротехнические комплексы нефтегазодобывающих предприятий

ЭТК НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

На долю нефти в совокупном мировом энергопотреблении приходится около 40%, и эта цифра, по прогнозам экспертов, останется неизменной до 2020 года. Стабильная доля нефти в мировом потреблении энергоресурсов объясняется тем, что часть производства будет переводиться на природный газ и альтернативные виды топлива. Однако нефть останется ключевым топливом для транспорта и некоторых других секторов экономики, а также важным сырьем для химической промышленности.

Современный процесс добычи можно условно разделить на три этапа:

1. Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

2. Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин.

3. Сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит – среднесуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины, она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

Кроме того, определяют нефтеотдачу скважины – степень полноты извлечения нефти. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к ее балансовым запасам, он возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи – это отношение извлеченных запасов нефти за весь срок разработки к балансовым запасам.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

1. Фонтанный – жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.

2. Газлифтный – при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.

3. Насосный – подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

Выбор конкретного способа извлечения нефти определяется рядом факторов, при этом одним из основных является глубина скважины. Глубина скважин колеблется от нескольких десятков метров до нескольких километров, что зависит от глубины залегания нефти. Так, в Азербайджане средняя глубина скважины составляет от 160 до 180 м, в США – от 260 до 1500 м, а в России – от 1000 до 3000 м.

В связи с этим, в нашей стране наибольшее распространение получили насосные способы добычи нефти, как более экономичные и простые в использовании при указанных условиях.

Насосные установки для добычи нефти по конструкции делятся на штанговые и бесштанговые.

К первому типу относятся глубинные штанговые насосы (ШГН), являющиеся наиболее распространенным видом насосов в РФ. ШГН предназначены для подъема жидкости из нефтяных скважин глубиной до 1500 метров. Привод насосов осуществляется с помощью сборных штанг станками-качалками, расположенными на поверхности.

Сами насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка (рис. 1.1).

Удлинители наворачиваются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта.

Основными недостатками ШГН являются наличие длинной механической связи между приводным двигателем и насосом, что ограничивает мощность и обусловливает низкую подачу насоса. Из достоинств ШГН можно выделить его более низкую стоимость по сравнению с насосами других типов. Все это ограничивает применение штанговых насосов низко- и среднедебетными скважинами, на которых эксплуатация оборудования других типов экономически не эффективна. Одним из основных производителей ШГН в нашей стране является ОАО «Ижнефтемаш». Данное предприятие выпускает ШГН с 1994 г. по лицензии австрийской фирмы «Шеллер–Блекманн». Производство насосов на OАО «Ижнефтемаш» сертифицировано Американским нефтяным институтом (API): лицензия №11АХ-0042 [10].

Другим классом насосов для добычи нефти являются бесштанговые насосы. Такие установки содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Структура установки с бесштанговым насосом приведена на рисунке 1.2.

Рис. 1.2. Структурная схема установки с бесштанговым насосом:

ИЭ – источник энергии, ПЭ – преобразовательное устройство, ЛП – линия передачи энергии, СД – скважинный двигатель, СН – скважинный насос, Т – трубопровод, АЭД – асинхронный электродвигатель, ВЭД – вентильный электродвигатель, НКТ – насосно-компрессорные трубы.

Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов.

Скважинный центробежный насос (ЦН) приводится в действие погружным электродвигателем (ПЭД). Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с насосно-компрессорными трубами (НКТ). Такие электротехнические комплексы вместе с наземным оборудованием получили название установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).

Рис. 1.3. Установка электроприводного центробежного насоса:

1 – электродвигатель, 2 – гидрозащита, 3 – насос, 4 – кабельная линия, 5 – комплектное трансформаторное устройство, 6 – клапан спускной, 7 – пояс, 8 – труба насосно-компрессорная, 9 – оборудование устья скважины, 10 – станция управ- ления, 11 – клапан обратный, 12 – газосеператор, L, D₁ – длина и диаметральный габарит насосного агрегата, D₂ – диаметр резьбы НКТ.ления, 11 – клапан обратный, 12 – газосеператор, L, D₁ – длина и диаметральный габарит насосного агрегата, D₂ – диаметр резьбы НКТ.

В Российской Федерации установками ЭЦН оснащено около 35% всех нефтяных скважин. При этом ими добывается более 65% нефти [3]. Специфика нефтяных месторождений Западной Сибири приводит к тому, что в этом регионе до 90% нефти добывается с использованием УЭЦН. Общее количество нефтяных скважин, в которых эксплуатируются УЭЦН, только в Западносибирском нефтяном регионе превышает 20 тысяч штук [4]. Нефть в Западной Сибири искали с начала XX века. Сегодня Югра - основной нефтегазоносный регион России и обеспечивает 7,3 % мировой и 50 % российской добычи нефти. Из его недр извлечено более 10 млрд тонн «черного золота».

Широкое применение УЭЦН обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины и большой глубине залегания нефти установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании. В этой области работы КПД системы в целом достаточно высок (до 35%). Простота обслуживания определяется тем, что на поверхности расположены только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению.

Состав узлов УЭЦН и их расположение приведены на рисунке 1.3.