Реферат - Нефтегазопромысловое оборудованию. Эксплуатация скважи. Центробежные насосы установки уэцн общие сведения Схема установки

• Название: Центробежные насосы установки уэцн общие сведения Схема установки
• Дата: 12.06.2022
• Размер: 1.53 Mb.
• Имя файла: Реферат - Нефтегазопромысловое оборудованию. Эксплуатация скважи.docx
• Тип: Документы; #587107
• страница: 4 из 10

Устьевая арматура УЭЦН

Конструкция вывода кабеля

Наиболее распространенным способом уплотне­ния кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб). Данные «катушки» предназначены для эксплуатации в интервале температур от -60 до +100 °С.

Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм — по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зави­симости от конструкций кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей

Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуа­тируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и питающего назем­ного кабеля.


Рис. 14. Катушки с кабельным вводом

Устьевая арматура

Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинным центробежным насосом, предназначено для отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления. Кроме того, оборудование должно давать возможность использовать приборы при исследовании скважины (замере давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, замере уровня жидкости в ней и т. д.).



Рис.17. Схема оборудования устья скважины при эксплуатации ее ЭЦН.

Крестовик 1 (Рис. 17.), соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтайной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник, — 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов — 65 мм.

Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов УЭЦН на устье скважины

Установка ЭЦН чаще всего имеет довольно боль­шую длину (до 25 м и более), в связи с чем монтаж отдельных узлов и заправка маслом погружного электродвигателя и гидро­защиты проводится непосредственно на устье скважины. Для проведения этих работ применяются специальные виды инстру­ментов и приспособлений.

Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 предназначен для подъе­ма, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки гидрозащиты, секций насоса и всего насосного агрегата.

Монтажный хомут-элеватор (рис. 18) состоит из корпуса 1, затвора 2, двух откидных болтов 3 и двух гаек 4. Откидные бол­ты вращаются вокруг осей 5. Корпус представляет собой скобу с приваренными к ней проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 6. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеется кольцевой выступ, который при зак­рытии элеватора входит в кольцевую проточку на головке сек­ции насоса или гидрозащиты. Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.

Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.



Рис. 18. Монтажный хомут-элеватор ХМ-3
Хомут-элеватор ХМД-2 предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки секций элек­тродвигателя.

Хомут-элеватор (рис. 19) состоит из корпуса 1, затвора 2, откидного болта 3 и гайки 4. Затвор вращается вокруг оси 5, а откидной болт — вокруг оси 6. Корпус представляет собой скобу с проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 7. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеются выступы. Грузоподъемность хомута-элеватора 2 т, масса 11 кг.



Рис. 19. Хомут-элеватор ХМД-2
Заправочный насос МЦ2 предназначен для заправки электро­двигателя и гидрозащиты диэлектрическим маслом.

Заправочный насос (рис. 20) состоит из емкости 1, в кото­рую вмонтирован ручной поршневой насос 2. Масло ручным насосом нагнетается по шлангу 3 через присоединительный шту­цер 4 в заправляемый двигатель. Масло в емкость заливается через горловину 5. Объем емкости 20 литров.


Рис. 20. Заправочный насос МЦ2
Для контроля давления масла в электродвигателе и протекто­ре при проверке герметичности соединения секций электродви­гателя, соединения кабеля и протектора с электродвигателем в процессе монтажа на скважине предназначен опрессовочный штуцер с манометром.

Для контроля затяжки крепежных деталей при монтаже по­гружной установки служит динамометрический ключ. Ключ со­стоит из профилированного трубчатого корпуса, внутри которо­го концентрично размещены рычаг и подпружиненный ролик. Регулировка ключа производится сжатием пружины при навин­чивании рукоятки на корпус и фиксируется контргайкой. На наружном конце рычага устанавливается необходимого размера гаечный ключ. При превышении допустимой величины момен­та затяжки в процессе монтажа рычаг ключа, проворачиваясь вокруг пальца и сжимая пружину, ударяет по корпусу. Толчок и звук удара являются предупредительным сигналом о необходи­мости окончания завинчивания крепежной детали.

Вилка для кабельной муфты используется для отделения кор­пуса муфты от головки электродвигателя при демонтаже уста­новки.

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине.
Как уже указывалось ранее, методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтра­ции пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной ко­лонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидроди­намики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачи­ваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики кото­рого меняются в зависимости от окружающих условий .

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели ра­боты системы «пласт — скважина — насосная установка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не веду­щим к значительным отклонениям расчетных результатов от ре­альных промысловых данных, относятся следующие положения:

• 
  Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабой- ной зоне пласта во время процесса подбора оборудования яв­ляется стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктив­ности и т.д.
  
• 
  Инклинограмма скважины является неизменным во вре­мени параметром.
  

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

1. 
   По геофизическим, гидродинамическим и термодинами­ческим данным пласта и призабойной зоны, а также по плани­руемому (оптимальному или предельному в зависимости от за­дачи подбора) дебиту скважины определяются забойные вели­чины — давление, температура, обводненность и газосодержа­ние пластового флюида.
   
2. 
   По законам разгазирования (изменения текущего давле­ния и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжи­маемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных состав­ляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную ра­боту насосного агрегата. В качестве одного из критериев опреде­ления глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя резуль­тата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляет­ся переход к п. 3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (напри­мер — глубина спуска насоса оказывается больше глубины са­мой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных ис­ходных данных — например — при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности сква­жины (после планируемой обработки призабойной зоны плас­та), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, диспергаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возмож­ный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважи­ны от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбира­ется уточненная глубина подвески.
   
3. 
   По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности плас­товой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
   
4. 
   По планируемому дебиту и потребному напору выбирают­ся насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и на­пора. Для выбранных типоразмеров насосных установок прово­дится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реаль­ные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосо­держание.
   
5. 
   По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным па­раметрам — подаче и напору. По пересчитанным характеристи­кам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудова­ние (трансформатор и станция управления).
   
6. 
   По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электро­двигателя определяется температура основных элементов насос­ной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидроза­щите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета тем­ператур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предель­но допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристи­ками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).
   
7. 
   После окончательного подбора УЭЦН по величинам пода­чи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для рас­чета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жид­кость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зави­симостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостано­вочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора по­гружного двигателя.
   
8. 
   После окончания подбора УЭЦН, установка при необхо­димости проверяется на возможность работы на пластовой жид­кости, содержащей механические примеси или коррозионно- активные элементы. При невозможности заказа для данной кон­кретной скважины специального исполнения износо- или кор­розионностойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
   

ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ