Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

При разработке нефтяных месторождений после фонтанногоэтапаэксплуатации скважин наступает этап механизированной добычи нефти, осуществляемой различными типами насосов. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации зависит от применяемой технологии разработки месторождений, дебита скважин и физико-химических свойств добываемой жидкости.

На месторождениях ОАО «Татнефть» при дебитах по жидкости более 30 м³/сут нефтедобывающие скважины преимущественно эксплуатируются УЭЦН.

Показатели назначения по перекачиваемой УЭЦН среде:

1)Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без снижения напора и КПД, м²/с = 10^-6;

2)Водородный показатель попутной воды, РН= 6,0 — 8,5;

3)Микротвердость частиц по Моссу (баллов), не более 5;

4)Максимальное содержание попутной воды, % = 99;

5)Максимальная плотность жидкости, кг/м³ = 1400;

6)Максимальная концентрация твердых частиц для насосов, г/л обычного исполнения = 0,1;

рабочими ступенями двухопорной конструкции = 0,5;

7)Максимальное содержание свободного газа на приёме насоса (по объёму), % = 6;

-без газосепаратора = 25;

-с газосепаратором = 55;

8)Максимальная концентрация сероводорода для насосов, (г/л)

обычного исполнения =0,01;

коррозионно-стойкого исполнения = 1,25;

9)Максимальная температура, ^оС = 90;

10)Гидростатическое давление в месте подвески погружной установки должно быть не более 25 Мпа;

11)Максимальный темп набора кривизны ствола скважины — 2^о на 10 м, а в зоне работы установки — 3 минуты на 10 м, отклонение от вертикали, как правило, (если иное не предусмотрено заводом изготовителем) – не более 40^о;

Рисунок 4 - Установка электропогружного центробежного насоса:

1 — электродвигатель; 2 — гидрозащита; 3 — насос; 4 — кабель; 5 — КТППН; 6 — клапан сливной; 7 — пояс; 8 — НКТ; 9 — устьевое оборудование; 10 — клеммная коробка; 11 — клапан обратный; 12 — газосепаратор

Принята следующая структура условного обозначения УЭЦН.

Пример условного обозначения установки при заказе, переписке и в технической документации — УЭЦНМ5‑125‑1200, где:

У — установка;

Э — привод от погружного двигателя;

Ц — центробежный;

Н — насос;

М — модульный;

5 — группа насоса;

125 — подача (м³/сут);

1200 — напор (м);

Эксплуатация установок должна осуществляться в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации.

Монтаж установки и перемотку кабеля допускается производить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40^оС.

Запрещается использовать УЭЦН для освоения скважин после бурения и КРС. Все работы, связанные с эксплуатацией установок (транспортировка, хранение, монтаж и демонтаж на устье скважины, проведение спускоподъемных операций, техническое обслуживание и ремонт наземного электрооборудования и т. д. должны выполняться в соответствии с требованиями правил безопасного ведения работ, изложенными в соответствующих документах.

Для эксплуатации нефтедобывающих скважин в ОАО «Татнефть» применяется в основном следующий ряд установок по производительности:

30 м³/сут, 60 м³/сут, 80 м³/сут, 125 м³/сут, 160 м³/сут, 200 м³/сут, 250 м³/сут и 400 м³/сут.

Таблица 11 - Параметры установок типа УЭЦНМ

Обозначение установок	Показатели
Подача, м³/сут	Напор, м	Мощность, кВт	Максимальная плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³
УЭЦН5-30		1000 — 1800	16 — 32	1400 — 1200
УЭЦН5-60		990 — 1980	16,8 — 33	1400 — 1200
УЭЦН5-80		900 — 1950	18,6 — 41,7	1260 — 1400
УЭЦН5-125		745 — 1770	21,2 — 51,7	1400 — 1200
УЭЦН5-200		640 — 1395	36,9 — 75,4	1400 — 1100
УЭЦН5А-160		790 — 1700	28,7 — 60,7	1400 — 1300
УЭЦН5А-250		795 — 1800	43,8 — 99,1	1190 — 1050
УЭЦН5А-400		550 — 1250	51 — 114	1400 — 1260

Электроцентробежные насосы (ЭЦН)

Рисунок 5- Погружной центробежный насос:

1 — входной модуль; 2 — модуль-секция; 3 — модуль-головка

Погружные центробежные насосы предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Приводом насосов являются погружные асинхронные двигатели (ПЭД).

Погружные центробежные насосы для добычи нефти производятся в соответствии с документацией.

В зависимости от поперечного габарита насосы подразделяются на группы 4, 5, 5А и 6. В ОАО «Татнефть» на нефтяных скважинах используются насосы двух групп — 5 и 5А.

Диаметры корпусов насосов в группе:

4 — 86 мм;

5 — 92 мм;

5А — 103 мм;

6 — 114 мм.

Разные исполнения насосов в основном отличаются конструкцией и используемыми материалами ступеней и их элементов, осевых и радиальных опор валов насосов, входного модуля, материалом валов, но конструктивная схема насосов всех исполнений одинакова при разных вариантах конструктивного исполнения насосов, обозначаемых цифрами от 1 до 4, которые указывают, что в составе насоса:

— входной модуль, соединение секций фланцевое;

— входной модуль, соединение секций типа «фланец-корпус»;

— нижняя секция с приёмной сеткой, соединение секций фланцевое;

— нижняя секция с приёмной сеткой, соединение секций типа «фланец-корпус».

Погружной насос собирается из соединенных между собой модуль-секций (в зависимости от напора их количество может изменяться от 1 до 4), к которым снизу присоединяется входной модуль, а сверху — модуль–головка. Кроме того, в состав насоса входят обратный и сливной клапаны.

Модуль секция является основной частью насоса и состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колёс и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, верхней осевой опоры, головки и основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Соединение валов модуль-секций, модуля-секции с входным модулем, входного модуля с валом гидрозащиты и гидрозащиты с погружным двигателем осуществляется при помощи шлицевых муфт.

При вращении рабочих колёс перекачиваемая жидкость через входной модуль поступает на первую ступень насоса и получает приращение напора от ступени к ступени. Верхний, промежуточный и нижний подшипники являются радиальными опорами вала, а верхняя осевая опора воспринимает нагрузки, действующие вдоль оси вала (или осевые нагрузки).

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, закрытыми сеткой для предотвращения.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, закрытыми сеткой для предотвращения попадания в полость насоса мусора. В подшипниках основания вращается вал, который при помощи шлицевых муфт соединяется с валом гидрозащиты электродвигателя. Модуль головка состоит из корпуса 1, с одной стороны которого выполнена внутренняя коническая резьба для соединения с колонной НКТ, с другой — фланец для соединения с модуль-секцией.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения установки под воздействием столба жидкости при остановках и облегчения запуска установки. Кроме того, он используется для опрессовки НКТ после спуска установки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса, с одной стороны которого выполнена внутренняя, с другой — наружная конические резьбы для подсоединения к колонне НКТ. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло 2, на которое опирается тарельчатый запорный орган 3, имеющий возможность осевого перемещения в направляющий втулке 4. Под воздействием потока перекачиваемой жидкости клапан открывается, при остановке насоса — закрывается.

Рисунок 6 - Входной модуль Рисунок 7 -Модуль-головка

Обратный клапан устанавливается на первой над насосом трубе колонны НКТ, комплектация им электропогружных установок является обязательной.

Сливной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насоса из скважины и устанавливается на второй или третьей трубе колонны НКТ выше обратного клапана для того, чтобы, при необходимости, имелась возможность установки между ними шламоуловителя.

Рисунок 8 - Обратный клапан Рисунок 9 - Сливной клапан

Сливной клапан состоит из корпуса 1, имеющего аналогичные с обратным клапаном резьбы. В корпус вворачивается штуцер 2, который уплотнён резиновым кольцом 3.

Перед подъёмом насоса из скважины штуцер сбивается специальным инструментом, сбрасываемым в НКТ. Жидкость через отверстие в штуцере вытекает из НКТ в затрубное пространство

Установки погружных винтовых электронасосов типа УЭВН5, 2УЭВН 5, УЭВН Р5 предназначены для перекачивания пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин.

Характеристика пластовой жидкости:

1. Пластовая жидкость — смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа.
2. Максимальная кинематическая вязкость, кв./с,м. — 1.10^-3
3. Содержание:

a. свободного газа на приеме насоса, % не более — 50;

b. вода, %, не более — 99;

c. механических примесей г/л — не более — 0,8 для установок УЭВН5-25-1500, УЭВН5-63-1500, 2УЭВН5 И УЭВНР5 не более — 0,4 для установок УЭВН5-16-1200, УЭВН5-25-1000, УЭВН5-100-1000, УЭВН5-100-1200, УЭВН5-200-900

Установка состоит из погружного агрегата, кабеля в сборе и наземного электрооборудования: трансформатора и устройства комплектного. Погружной агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой, спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю и крепится к колонне насосно-компрессорных труб. Насос откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Электродвигатель — погружной четырехполюсный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором (при п = 1500 об/мин), асинхронный погружной шестипопюсный (при п = 1000 об/мин).

Во время работы винт вращается вокруг своей оси, одновременно сама ось совершает вращение по окружности (представьте себе шестерню с внутренним

зацеплением, по которой катится зубчатое колесо в обратном направлении).

Свободные пространства между винтом 4 и обоймой 3, которые заполняет жидкость, изолированы одно от другого вследствие непрерывности линии соприкосновения винта и обоймы. Вращаясь, винт выталкивает жидкость из камер «К» в двухвинтовых насосах жидкость через фильтр поступает на прием

винтам отдельно. Винты расположены навстречу друг другу, что обеспечивает разгрузку вала от,0осевых усилий и снижает осевое давление на подшипники.

Скважинная жидкость через фильтры 2 поступает в полости, образуемые винтом 4 и обоймой 3 и, выталкиваясь из них, поступает в насосно-компрессорные трубы, 11. Насос снабжается пусковой муфтой 9, обеспечивающей включение вала насоса в работу после набора номинальной частоты вращения вала электродвигателя. Шарнирная муфта 5 компенсирует эксцентриситет винтов двух насосов, а предохранительный клапан 1 исключает движение жидкости из насосно-компрессорных труб через насос при остановке и его обратное вращение. Промышленность освоила и выпускает УЭВН нескольких типоразмеров. Напряжение на клеммы электродвигателя передается по схеме, применяемой в УЭЦН. Отечественный опыт применения УЭВН восходит к 1960-м годам, когда проводилось их промышленное испытание в НГДУ «Туймазынефть» (Башкортостан).

Несмотря на некоторые недостатки, они в целом показали удовлетворительную работоспособность: в частности, межремонтный период установок составил от 220 до 550 суток, коэффициент подачи - от 0,65 до 0,87. Ненадежными узлами, приводящими к отказам, являлись; гидравлическая пята, резиновая обойма, обратные клапаны.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒