Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

2.2 Эксплуатация скважин  погружными центробежными электронасосами

На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными  электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подаче развивать высокий   напор, достаточный   для   подъема   нефти   с   больших глубин   (таблица 2.1).

На рисунке 2.4 показана схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с помощью УПЭЦН. Оно состоит из маслозаполненного погружного электродвигателя (ПЭД) 2 трехфазного тока, протектора 3, центробежного насоса 5. К нижней части ПЭД присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор (который служит для гидрозащиты электродвигателя от попадания пластовых жидкостей)   с валом насоса.

Жидкость  всасывается через приемную сетку 4 и откачивается насосом 5 по НКТ 6 на поверхность. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа. Для питания энергией погружного электродвигателя предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Для контроля служит станция управления 11.

Погружной центробежный электронасос (ПЭЦН) — многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал всех ступеней секции (или блока). 92 до 114 мм.

 

Таблица 2.1 

Характеристика  УПЭЦН

Шифр установки	Номинальная подача, м'*/сут	Напор    м	Рекомендуемая рабочая  область		Насос
	М3 /сут		Подача Q м3/сут	Напор,  м	К.п.д %	Число сту-пеней/чис-ло секций
УПЭЦН 5-40-1750 УПЭЦН 5А-160-1750 УПЭЦН 6-1000-900	40   160   1000	1800   1755   900	20—70   125—205   750—1300	1850—1340   1920—1290   1085—510	43   61   60	349/3   346/3   208/4

 

 

 

Продолжение таблицы 2.1

Шифр  установки	Электродвигатель				Кабель
	Шифр	Мощность, кВт	Темпе- ратура среды, °С	К.п.д, %	Число жил х площадь сечения	Длина, м
УПЭЦН 5-40-1750 УПЭЦН 5А-160-1750 УПЭЦН 6-1000-900	ПЭД28-103А85   ПЭД65-117А85   ПЭДС250-13085	32         63       250	70   70   90	76         81        84	3X16     3X10     3X25	1930     1980     1400

 

Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой и имеют скользящую посадку, а направляющие аппараты — в корпусе насоса, представляющем собой трубу диаметром от

Число ступеней может достигать 400. Каждая из них в зависимости от диаметра корпуса насоса развивает напор (при работе на воде) от 3,8 до 6,8 м. Во время вращения колес напор преобразуется в давление, развиваемое насосом, определяемое числом ступеней и частотой вращения рабочих колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.

В настоящее время изготавливают насосы подачей от 40 (ЭЦН5-40-950) до 3000 м³/сут. Шифр этого насоса означает: цифра 5 — группа (диаметр обсадных труб в дюймах, для которых предназначен насос); 40—номинальная подача в м7сут; 950 — напор, развиваемый насосом,м.

По поперечным размерам насосы подразделены на условные группы; 5, 5А и 6. Насосы группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадных труб не менее 121,7 мм; группы 5А — с диаметром не менее 130 мм; группы 6 — не менее 144,3 мм.

 

 

 

1 - компенсатор; 2 - погружной электродвигатель трехфазного тока (ПЭД); 3- протектор; 4 - приемная сетка; 5 - центробежный насос;   6 –НКТ; 7 - бронированный трехжильный кабель; 8 – поясок; 9 - арматура фонтанного типа; 10 – барабан;

Рисунок 2.4 – Схема компоновки        Рисунок 2.5 – Гидравлическая                                                                                                                           

агрегатов УПЭЦН                                  характеристика ПЭЦН

 

На рисунке 2.5 показана гидравлическая характеристика погружного центробежного электронасоса. При закрытой задвижке и подаче Q = 0 насос развивает максимальный напор Нmах (кривая 1). В этом случае к.п.д. равен нулю. Если насос работает без подъема жидкости (напор Н=0, к.п.д. = 0) подача его максимальная Qmax.

Наиболее  целесообразная область работы насоса—зона максимального к.п.д. (кривая 2). Значение ŋ_max достигает 0,5— 0,6. Режим эксплуатации насоса, когда напор Н_0ПТ и подача Qопт соответствуют точке с максимальным к.п.д., называют оптимальным.

Кроме обычных  промышленность выпускает также  насосы с повышенной коррозионной стойкостью, которые могут откачивать жидкости с содержанием песка до 1 %.

Погружной электродвигатель (ПЭД) — асинхронный электродвигатель трехфазного тока с короткозамкнутым ротором, имеет специальную конструкцию вертикального исполнения, позволяющую спускать его в скважины. При диаметре корпуса 103—130 мм длина ПЭД достигает 8 м и более, что объясняется возможностью увеличения мощности в основном лишь за счет его длины. Поэтому строение ротора и статора секционное. Вал двигателя центрируется в радиальных подшипниках, укрепленных между секциями статора. Параметры некоторых ПЭД, применяемых для добычи нефти, приведены в таблице 2.1. Шифр электродвигателя (например, ПЭД65-117АВ5) означает: 65— мощность в кВт, 117 —диаметр корпуса в мм, АВ5 — серия двигателя.

Протектор — устройство, позволяющее предохранять полость маслозаполненного электродвигателя от проникновения пластовой воды и нефти. Полость двигателя соединена с мешком, наполненным трансформаторным маслом, который при погружении в скважину через специальный обратный клапан подвергается воздействию давления скважинкой жидкости (гидрозащита Г). В результате масло вдоль зазоров вала проникает в ПЭД. В этом случае давление в полости двигателя до полного расхода масла оказывается равным внешнему давлению (в кольцевом пространстве скважины). В гидрозащитах типа ГД турбинка на валу протектора создает некоторое избыточное давление внутри резинового мешка с маслом.

Компенсатор — устройство для регулирования объема масла в ПЭД, которое расширяется вследствие значительного нагрева двигателя во время эксплуатации. Трансформаторное масло перетекает в эластичный элемент, который, расширяясь, вытесняет через отверстие в корпусе скважинную жидкость, находящуюся между корпусом компенсатора и маслонаполненным элементом. При охлаждении ПЭД масло сжимается и под давлением скважинной жидкости, попадающей через отверстие в компенсатор, из эластичного элемента перетекает в полость ПЭД.

Станция управления обеспечивает: контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение .; выключение ее в зависимости от давления в коллекторе, отключение при коротких замыканиях и перегрузке двигателя, автоматическое поддержание заданного периода накопления и откачки жидкости при периодической эксплуатации скважины, запуск установки и др. Питание ПЭД осуществляется через трансформаторы, регулирующие рабочее напряжение (от 350 до 2000В в ПЭД 125-138).

2.3 Эксплуатация скважин глубиннонасосными установками

2.3.1 Устройство штанговой насосной установки

Установка состоит (рисунок 2.6) из поршневого насоса 2, станка-качалки 15, колонны штанг 4, соединяющих плунжер (поршень) с качалкой, и колонны труб 5 (НКТ), по которым откачиваемая жидкость поднимается на поверхность. Электродвигатель 14 служит для привода во вращение кривошипа 12, установленного на оси редуктора 13, и далее с помощью шатуна 11, балансира 10 создает вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг 4, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески 9. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 3 закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник 6 попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан 1 насоса открывается, и жидкость из скважины попадает в цилиндр насоса. При движении плунжера и штанг вниз клапан 1 закрывается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан 3 открывается и продукция скважины перетекает в пространство над плунжером. Далее начинается новый цикл хода плунжера вверх.

Сальник 7 предусмотрен для герметизации устьевой арматуры при возвратно-поступательном движении полированного штока 8, соединяющего штанги с канатной подвеской 9. Станок-качалка уравновешен балансирным 16 и роторным 17 грузами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка.

2.3.2 Глубинные насосы

Глубинные штанговые  насосы по конструкции и способу  установки п скважине разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные насосы. В каждой из этих групп имеются насосы различных типов, отличающиеся конструктивными особенностями, габаритами, устройством плунжера.

Невставные (трубные) насосы характерны тем, что их основные узлы — цилиндр и плунжер — спускаются в скважину раздельно. Рабочий  цилиндр насоса спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и является прямым продолжением колонны труб, п плунжер насоса в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами спускается в трубы на штангах.

Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекаются штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

Вставной  же насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр насоса вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают его на  поверхность также в собранном виде путем подъема насосных штанг.

Спущенный в собранном  виде вставной насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса при его сработанности и необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко.

 

1 – всасывающий клапан, 2 – поршневой насос,  3 – нагнетательный клапан, 4 – колонна штанг, 5 – колонна труб, 6 – тройник, 7 – сальник, 8 – полированный шток, 9 – канатная подвеска, 10 –  балансир, 11 – шатун, 12 – кривошип, 13 – редуктор, 14 – электродвигатель, 15 – станок- качалка, 16 – балансирный груз,  17 – роторный груз.

Рисунок 2.6 – Схема  глубиннонасосной установки                 

 

Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного (трубного), и при нем меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, и также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса.

Невставные (трубные) насосы подразделяются на два типа: 1) насосы двухклапанные НГН1 (насос глубинный невставной первого типа) и 2) насосы трехклапанные НГН2.

    Насос НГН  1   (рисунок  2.7, а) имеет три основных узла:

- цилиндр,  который состоит из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6;

- плунжер, состоящий из собственно плунжера 3 и шарикового нагнетательного клапана 1;

- всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости плунжера.

Из схемы видно, что при нормальной работе насоса плунжер перемещается в цилиндре, не имея связи с захватным штоком, а узел всасывающего клапана остается неподвижным. Когда же плунжер извлекается из цилиндра, он зацепляется за головку захватного штока и поднимает за собой узел всасывающего клапана, открывая нижний конец цилиндра насоса. В результате этого жидкость, заполняющая подъемные трубы, может перетекать через насос в скважину, и при подъеме насосно-компрессорных труб и насоса не происходит разлива нефти на устье скважины, а в случае осаждения песка над насосом его можно периодически промывать.

Существенным недостатком двухклапанного насоса является слишком большой объем вредного пространства, который складывается из объема внутренней полости плунжера и объема патрубка-удлинителя. Этот объем можно уменьшить путем установки дополнительного нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера, что и осуществлено в трехклапанных трубных насосах.