эксплуатации центробежных насосов. Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной уэцн

• Название: Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной уэцн
• Анкор: эксплуатации центробежных насосов
• Дата: 02.06.2022
• Размер: 256.39 Kb.
• Имя файла: 705019.rtf
• Тип: Документы; #564821

">http://allbest.ru

Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной УЭЦН

Введение

электроцентробежный насос скважина

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них – вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

УЭЦН

УЭЦН относится к погружным бесштанговым насосным установкам лопастного типа. Оборудование УЭЦН состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне НКТ, и наземной части соединенные между собой погружным силовым кабелем.
Таблица 1.Классицикация УЭЦН

Габаритная группа насосов	5	5А	6	6А
Min допустимое внутренний диаметр эксплуационной колоны	123,7	130	144,3	148
Наружний диаметр корпуса насоса	92	103	114	123

1. ЭЦН

Электроцентробежный насос для добычи нефти представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию. Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников.

Структура условного обозначения ЭЦН

На сегодняшний день с освоением новых месторождений нефти с осложненными условиями её добычи и применением технологий, повышающих нефтеотдачу пластов на уже эксплуатируемых месторождениях, приводит к уменьшению межремонтного периода эксплуатации традиционного нефтедобывающего оборудования, в том числе и ЭЦН. Этот факт требует от производителей увеличения модельного ряда, выпускаемого ими оборудования, которое может соответствовать условиям конкретных скважин. В связи с чем, выпускаются новые модели ЭЦН, имеющие конструктивные особенности рабочих органов, технологию их плавки и материал, из которого их изготавливают, расположение осевых и радиальных опор и многое другое. Все эти особенности отражены в условных обозначениях модели насоса, которые каждый производитель формирует согласно своим техническим условиям, но все отечественные производители используют общую форму для обозначения в названии модели типоразмера оборудования.

Пример условного обозначения:

ЭЦН 5-125-2150

• 
  Электроцентробежный насос
  
• 
  Габарит ЭЦН (условно указывает на минимальный внутренний диаметр обсадной колонны в дюймах)
  
• 
  Производительность — м³/сут. (при работе установки на частоте переменного тока 50 Гц, частота вращения 2910 оборотов в минуту с учетом скольжения)
  
• 
  Напор — м (сумма напоров всех ступеней во всех секциях установки при работе на частоте переменного тока 50 Гц округляется до 50 метров)
  

Некоторые производители используют следующее обозначение ЭЦН-5А-45-1800(3026), где в скобках указывают частоту оборотов при которой должен эксплуатироваться ЭЦН для достижения заданной производительности и напора.

Производители УЭЦН в США используют другую структуру обозначения своей продукции, например:

TD-650(242st) или DN-460(366st)

• 
  Буква D указывает на серию которая определяет габарит корпуса насоса.
  
• 
  Следующее число указывает производительность ЭЦН измеряющуюся в барр. /сут. при частоте переменного тока 60 Гц
  
• 
  В скобках указывается количество рабочих ступений в насосе.
  

1.1 Основные характеристики работы УЭЦН

Его подача (м /сут)и развиваемый напор (давление) при этой подаче.

Напор насоса принято измерять вметрах водного столба. Его величина характеризует высотуна которую жидкость может быть поднята данным насосом. Напор и подача —характеристики взаимозависимые: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача.

1.4 Запрещается эксплуатировать УЭЦН:

- во-первых, при его дебите ниже минимально-допустимого ивыше максимальной производительности; - во-вторых, при давлении на приеме УЭЦНниже минимально-допустимого, которое определяется исходя из напора

насоса исучетом разгазированияна приеме насоса —но не менее 40 атм(400 мнад УЭЦН).

Запрещается оставлять ЭЦНвработе вмомент вывода на режим без контроля. Категорически запрещается производить вывод на режим снеисправнымАГЗУбез замера дебита ибез прослеживания Ндин.

Давление

Давле́ние — физическая величина, численно равная силе, действующей на единицу площади поверхности перпендикулярно этой поверхности. В данной точке давление определяется как отношение нормальной составляющей силы , действующей на малый элемент поверхности, к его площади :

Среднее давление по всей поверхности есть отношение нормальной составляющей силы , действующей на данную поверхность, к её площади :

Давление характеризует состояние сплошной среды и является диагональной компонентой тензора напряжений. В простейшем случае изотропной равновесной неподвижной среды не зависит от ориентации. Является интенсивной физической величиной. Для обозначения давления обычно используется символ — отлат. pressūra (давление).

В соответствии с рекомендациями ИЮПАК давление в классической механике рекомендуется обозначать как p, менее рекомендуемо обозначение P^[1]. Осмотическое давление часто обозначается буквой π.

2. Приборы для измерения давления

В зависимости от вида измеряемого давления виды: манометры – приборы для измерения положительного избыточного давления; вакуумметры – приборы для измерения отрицательного избыточного давления; мановакуумметры – приборы, позволяющие измерять как положительное избыточное давление, так и отрицательное; дифференциальные манометры – приборы, для измерения разности давлений в двух точках; барометры – приборы для измерения абсолютного давления, равного атмосферному. По принципу действия: жидкостные – основанные на гидростатическом принципе действия, то есть измеряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости, высота которого определяется непосредственно или путем расчета. механические – принцип действия, которых заключается в том, что под действием давления происходит деформация некоторого упругого элемента, и величина этой деформации служит мерой измеряемого давления; грузопоршневые – манометры, в которых измеряемое давление, действуя на одну сторону поршня, уравновешивается внешней силой, приложенной с противоположной стороны поршня. В качестве уравновешивающей силы используют грузы. Вес груза, деленный на площадь поршня, определяет величину измеряемого давления; электрические – принцип действия основан на изменении электрических свойств некоторых материалов или изменении каких-либо электрических параметров под действием давления; комбинированные – принцип действия которых носит смешанный характер. По классу точности Классом точности прибора называется основная наибольшая допустимая приведенная погрешность. Установленные классы точности для приборов давления соответствуют следующему ряду: 0,005; 0,02; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 1,5; 2,5; 4,0. Механические приборы подразделяют также на технические и образцовые. Образцовые используют для целей поверки, так как они сверяются с эталонными приборами. Технические используют непосредственно для измерения давления.

Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и механической примеси.

Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели:

• 
  пластовая дикость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;
  
• 
  максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм\с;
  
• 
  водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;
  
• 
  содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не более 0,1 г\л, износостойкого не более 0.5 г\л;
  
• 
  содержание сероводорода для обычного и износостойкого не более 0,01 г\л; корозионостойкого до 1.25 г\л;
  
• 
  максимальное содержание полученной воды 99%;
  
• 
  свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями – сепараторами до 55%;
  
• 
  максимальная температура добываемой продукции до 90С.
  

В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами обсадных колонн 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.

Установка УЭЦ состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования – трансформаторной комилентной подстанции. Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Погружной центробежный насос.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля – секции. Модуль – головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

3. Погружные электродвигатели

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:

• 
  мехпримесей не более 0.5 г/л;
  
• 
  свободного газа не более 50%;
  
• 
  сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л;
  

Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа. Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

3.1 Гидрозащита электродвигателя

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого

типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

3.2 Краткий обзор зарубежных схем и установок

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».

Погружные центробежные насосы применяются для добычи нефтепродуктов в ряден стран.

Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.

Рассчитаны на работу в скважинах:

• 
  с температурой до 95С;
  
• 
  содержание мехпримесей не более 0,5г\л;
  
• 
  сероводорода до 1,25 г\л;
  
• 
  свободного газа на приеме насоса до 35%.
  

После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита. Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка – гофрированный резиновый подшипник – используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника. Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.

Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря износостойким материалам, намного тверже песка, устойчивым к воздействию агрессивных газовых и химических сред.

Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

• 
  две опорные ступени насоса;
  
• 
  валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;
  
• 
  валы соединяются между собой с помощью зацепления;
  
• 
  вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу;
  
• 
  в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.
  

Гидрозащита

Компенсатор – представляет собой резиновую грушу заполненную маслом, которая сообщается с внутренней полостью электродвигателя. При изменении внешнего давления за чет сжатия или расширения груши уравновешивается давление внутри двигателя.

Протектор – это последовательно расположенных сальниковых уплотнений с двумя расположенными между ними маслеными камерами служит для герметизации вала и для компенсации утечки масла через сальниковые уплотнения.

Однокорпусные – компенсатор размещен внутри протектора, две маслонаполненные камеры под компенсатором, играют роль гидрозамков (надежен и долговечен).

Двукорпусный – компенсатор снизу, сверху протектор

4.Внешний осмотр скважины, оборудованной УЭЦН

1. 
   Произвести анализ газовой среды;
   
2. 
   Проверить состояние территории скважины;
   
3. 
   Проверить контур заземления;
   
4. 
   Целостность устьевой арматуры;
   
5. 
   Наличие табличных данных скважин;
   
6. 
   Герметичность кабелей ввода;
   
7. 
   Заземление кабелей ввода;
   
8. 
   Наличие защитного кожуха;
   
9. 
   Герметичность флансовых соединений;
   
10. 
    Исправность запорной арматуры;
    
11. 
    Исправность манометров;
    
12. 
    Записать показания манометров в блокнот;
    
13. 
    Проверить присоединение к кондуктору заземление;
    
14. 
    Целостность клеммой коробки;
    
15. 
    Исправность брони кабельной линии
    
16. 
    Наличие предупреждающих знаков;
    
17. 
    Проверить провисание кабеля (расстояние ;
    
18. 
    Проверить контур заземление;
    
19. 
    Целостность станции управления;
    
20. 
    Герметичность кабельного ввода;
    
21. 
    Заземление брони кабеля;
    
22. 
    Исправность элементов щитка управления;
    
23. 
    Записать показания приборов станции управления эксплуатационный журнал.
    

Заключение

В настоящее время в нефтегазовом деле очень большой выбор УЭЦН, но от этого возникает проблема, какая установка пригодна для условий эксплуатации месторождения. А также правильность работы с ним, ведь именно от этого и зависит часть успеха в нашем не легком деле. На работу насоса и его срок службы влияет столько факторов что представить страшно, все они могут как навредить, так и облегчить работу насоса и ими мы никак не можем пренебречь.