Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Повышение рентабельности добычи нефти на малодебитных и выведенных из бездействия скважинах

Для повышения эффективности добычи нефти из скважин, выведенных из бездействия, и малодебитных скважин может применяться такая разработка компании, как электрогидроприводный диафрагменный насосный агрегат (ЭГПДН). Хорошие результаты также дает внедрение клапанов золотникового типа в глубинных СШН и ЭЦН, применение композиционных хром-алмазных и гальванических покрытий на элементах насосного, бурового и скважинного оборудования. Перспективным видится использование гидроредуктора, предназначенного для использования в составе погружного оборудования для винтовых насосов.

02.01.2011 Инженерная практика №01/2011
Чивиков Михаил Иванович Заместитель генерального директора ООО «РАМ»

Созданная в 2004 году как опытно-конструкторская организация, сегодня «РАМ» занимается разработкой и внедрением новых технологий, материалов и технических средств в области машиностроения, нефтедобычи, транспорта и хранения нефти; проводит НИОКР, проектно-расчетные и экспериментальные работы по созданию новой техники и технологий: нарабатывает необходимую для внедрения научных результатов инженерно-техническую и производственную базу.

Основные технические характеристики ЭГПДН
Основные технические характеристики ЭГПДН

ЭГПДН

Данный агрегат предназначен для добычи нефти из скважин глубиной до 3000 м с дебитом 5-25 м3/сут. Он может применяться на скважинах любой обводненности, повышенным содержанием мехпримесей (до 60 г/л) , содержанием свободного газа на приеме до 90%. Также он может эксплуатироваться при высокой вязкости нефти (до 3750 сСт). Устройство имеет высокую напорную характеристику (до 30 МПа) и низкое энергопотребление. КПД агрегата составляет более 60% (см. «Основные технические характеристики ЭГПДН»).

Параметры работы клапанов серии «Норма» и характеристики среды их применения
Параметры работы клапанов серии «Норма» и характеристики среды их применения

ЗОЛОТНИКОВЫЕ КЛАПАНЫ

Золотниковые клапаны предназначены для установки в СШН и ЭЦН. Отличительной их чертой выступает запатентованная конструкция клапанов золотникового типа, на основные элементы которых нанесено алмазно-кластерное покрытие (см. «Параметры работы клапанов серии «Норма» и характеристики среды их применения»). Золотниковые клапаны обладают рядом преимуществ по отношению к шаровым. Они проходят подконтрольную эксплуатацию, начиная с марта 2007 года, более чем на 20-ти скважинах. По состоянию на октябрь 2010 года, замечаний к их работе не было. Результаты подконтрольной эксплуатации клапанов говорят о значительном технико-экономическом эффекте их применения.

Для этих клапанов характерны увеличенный (не менее 1000 сут.) ресурс работы, высокая герметичность за счет применения четырех эксцентрично смещенных колец, образующих лабиринтное уплотнение, и конусного бурта на золотнике. Благодаря наличию направляющего хвостовика внедрение клапанов дает возможность работать в скважинах с любым углом наклона. Использование золотниковых клапанов позволяет производить опрессовку колонны труб НКТ в целях их проверки на герметичность, осуществлять многократный ремонт за счет замены уплотнительных и резиновых колец. Клапаны позволяют исключить применение дефицитного твердого сплава, используемого для седла и шара, и уменьшить затраты на ремонт. За счет мягкой посадки золотника снижаются ударные нагрузки при закрытии клапана.

Появляется возможность работы с нефтью, содержащей большое количество мехпримесей и склонной к отложениям АСПО и солей на деталях клапана. Уменьшается величина износа за счет большей (в 15 раз) площади контакта при меньших удельных нагрузках уплотнительных колец на седло клапана. Клапан в течение длительного периода времени сохраняет герметичность за счет обеспечения нулевого зазора в паре «седло – уплотнительное кольцо» вследствие его прижатия резиновым кольцом до износа сопряжения на 1 мм (соответствующего удвоенному эксцентриситету). При внеплановых остановках скважин применение обратных золотниковых клапанов для УЭЦН сокращает время простоя установки до 15 с за счет исключения «турбинного вращения» ПЭД.

АЛМАЗНО-КЛАСТЕРНОЕ ПОКРЫТИЕ

«РАМ» владеет промышленной технологией нанесения износостойкого алмазно-кластерного покрытия (АКП) «НаноХром», а также технологией изготовления и восстановления деталей с использованием АКП.

Нанесение алмазно-кластерного гальванического покрытия позволяет увеличить износостойкость в 2,55,7 раза, а коррозионную стойкость – в 2-2,5 раза по сравнению с обычным твердым хромированием. Микротвердость составляет до 1400 HV, коэффициент сухого трения – до 0,09, толщина покрытия – 0,5-500 мкм. Сцепление с материалом поверхности находится на уровне прочности базового металла. Покрытие можно наносить на любые углеродистые, инструментальные, штамповые стали, чугун, медь, латунь.

Гальваническое покрытие наносится на элементы насосного оборудования, в частности, бурового и скважинного оборудования для нефтедобычи. Рекомендуется нанесение покрытия на детали, работающие под нагрузкой и требующие высокой износостойкости и коррозионной стойкости, в том числе: седла клапанов нефтяных насосов; роторы винтовых насосов; опорные элементы гидрозащиты, буры и погружные электродвигатели; внутренние поверхности корпусов поршневых гидрокомпенсаторов и гидрозащиты. Кроме того, возможно нанесение защитного покрытия на детали узлов трения машин и механизмов, детали станков-экструдеров, детали волочильного оборудования, прессформы, матрицы, пуансоны, сверла, разверстки, метчики, долбяки, резцы, металлорежущие фрезы, надфили, напильники и прочие инструменты и детали, требующие высокой износостойкости.

Технические характеристики гидроредуктора для привода винтового насоса
Технические характеристики гидроредуктора для привода винтового насоса

ГИДРОРЕДУКТОР ДЛЯ ПРИВОДА ВИНТОВОГО НАСОСА

Гидроредуктор предназначен для привода винтового насоса путем передачи крутящего момента от ПЭД на вал ротора винтового насоса, приема осевой нагрузки от ротора винтового насоса на подшипниковый узел в поршневой гидрозащите. Применение гидроредуктора позволяет уйти от верхнего привода штангой и тем самым снизить энергозатраты на привод винтового насоса, а также увеличить глубину спуска винтового насоса до 3000 м и использовать его в сильно искривленных и наклонных скважинах.

Гидрозащита подшипниковая поршневая для ПЭД 1ГПП51
Гидрозащита подшипниковая поршневая для ПЭД 1ГПП51

В качестве маслонасоса гидропривода используется аксиально-поршневой насос (АПН), а в качестве гидродвигателя – героторный мотор типа ТЕ/TI фирмы Parker. Гидропривод автономного закрытого типа не контактирует с перекачиваемой жидкостью и имеет высокий ресурс (см. «Технические характеристики гидроредуктора для привода винтового насоса»).

ГИДРОЗАЩИТА ПОДШИПНИКОВАЯ ПОРШНЕВАЯ ДЛЯ ПЭД 1ГПП51

Гидрозащита предназначена: для передачи крутящего момента от электродвигателя к насосу; защиты электродвигателя от попадания пластовой жидкости; выравнивания внутреннего давления с пластовым; компенсации тепловых расширений масла; компенсации утечек масла. В данном случае традиционная резиновая диафрагма заменена поршневой группой, а подшипники скольжения и упорная пята заменены на подшипники качения и упорный подшипник соответственно (см. «Гидрозащита подшипниковая поршневая для ПЭД 1ГПП51»).

Для гидрозащиты характерны: высокая чувствительность к перепадам давления; длительная работа электропривода при температуре масла до +300°С; эффективное охлаждение масла; отсутствие чувствительности к загрязняющим масло факторам.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Комплексный инструментальный контроль работы скважинного насосного оборудования
Как запустить механизм инновационного развития нефтесервисов в россии
Свежий выпуск
Инженерная практика №01-02/2024

Инженерная практика

Выпуск №01-02/2024

Новые методы строительства и ремонта скважинРазвитие цифровых технологийПовышение эффективности работы мехфондаПроектирование и эксплуатация трубопроводов
Подбор оптимальной технологии РИРРазвитие сервиса по геологическому заканчиванию скважинРазвитие проекта «Автономный актив»Защита ВСО и трубопроводов от коррозииПрогнозирование данных при помощи рекуррентных нейтронных сетей
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь ‘2024
Ежегодная отраслевая техническая конференция

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения.

21-23 августа 2024 г. , г. Иркутск
В период с 21 по 23 августа 2024 года ООО «Инженерная практика» планирует провести Ежегодную отраслевую техническую конференцию «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения». Мероприятие будет проходить в зале Red Hall, ББЦ (г. Иркутск ул. Байкальская, 279) в очном формате.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).