Отчет оп практике по бурению нефтяных и газовых месторождений

 

 

 

 

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

Насос погружают под  уровень жидкости в зависимости  от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.

Установки ЭЦН выпускают  для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин  с дебитом 25—1300 м^3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м.

В зависимости от поперечного  размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3мм, а установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 — для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм.

В качестве примера приведем три шифра установок: УЗЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦН 5-180-1200, где кроме  УЭЦН приняты следующие обозначения:   3—модификация; 5—группа насоса; 130—подача, м³/сут; 1200—развиваемый напор, м; И—износостойкое исполнение; К—коррозионностойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

 

Рассмотрим основные узлы установок  ЭЦН.

Центробежные электронасосы—это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости.

Верхняя и нижняя секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса  и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от проворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенным в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413.

Снизу в корпус ввинчивают основание  насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос.

Верхний конец вала насоса вращается  в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспринимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании, ниппеле и на валу насоса.

В верхней части насоса находится  ловильная головка, в которой  расположен обратный клапан и к которой  крепятся НКТ.

Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД (рис. 4.10.2.). Погружной электродвигатель состоит из статора 10, ротора 11, головки 7 и основания 12. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для

 

Рис. 4.10.2. Погружной электродвигатель:

1 — крышка защитная верхняя; 2 — крышка защитная кабельного ввода; 3— колодка кабельного ввода; 4— муф-та шлицевая; 5— пята; 6—подпятник; 7—головка; 5— фильтр; 9 — турбивка; 10 — статор; 11 — ротор; 12 — основание; 13 — крышка защитная нижняя.

 

 

Подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую электрическую и механическую прочность. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117мм) кабельного ввода 3. Токоввод может быть и ножевого типа, представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой залиты резиной.

Двигатель заполняется  специальным, маловязким, высокой диэлектрической  прочности маслом, служащим как для  охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка 9. Фильтр 8 очищает масло. В головке двигателя расположены пята 5 и подпятник 6.

Погружные электродвигатели имеют следующие шифры:

ПЭД 125-138АВ5, где 125—номинальная мощность, кВт (16— 125 кВт); 138—диаметр корпуса, мм (103—138 мм); АВ5—серия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5 температура окружающей среды не должна превышать 50—70 °С. Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на температуру +60—70°С, БВ5 и ЛВ5—на температуру +90°С. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380—2300 В, сила номинального тока—24,5—86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин-¹.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор устанавливается  между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину.

Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

Кабель. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата— плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800—1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане. Потери напряжения в кабеле составляют 25—125 В на 1000 м.

Станция управления и комплектное устройство, автоматизация скважин. Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.).

Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для управления УЭНЦ с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а комплектное устройство типа КУПНА-79—свыше 100 кВт. Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе.

 Наряду со станцией  управления автоматизация скважины, оборудованной УЭЦН, предусматривает  применение разгруженного отсекателя манифольдного типа РОМ-1. Отсекатель перекрывает выкидную линию при повышении или резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода).

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения

 

промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350—6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненным (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя.

Оборудование  устья скважины. Оборудование устья ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций (рис.

4.10.3). Герметичность вывода  кабеля и НКТ достигается с 

Рис. 4.10.3. Оборудование   устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа:

1 — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета.

помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.

Беструбные  конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбые конструкции с применением грузонесущего кабель-каната, например, УЭЦНБ- 5А-250-1050, где Б обозначает беструбную установку. Кабель-канат выдерживает нагрузку 100 кН за счет проволочной стальной оплетки, обвитой вокруг него. В скважине размещаются снизу-вверх насос, гидрозащита и электродвигатель. Это позволяет увеличить диаметр погружного агрегата и соответственно   напор,   развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза.

С помощью НКТ, штанг  или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабель-канате спускается погружной агрегат, сажается в седло пакера и уплотняется в нем посадочными кольцами. Одновременно   всасывающий патрубок с приемной сеткой проходит через пакер и открывает обратный клапан тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жидкость подается по обсадной колонне на поверхность.  

Для данной конструкции  наиболее сложна борьба с песком, отложениями  парафина.

 

Эксплуатация  скважин погружными винтовыми электронасосами.

Принципиальная схема  установки винтовых электронасосов (УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная особенность состоит в использовании винтового насоса и другого электродвигателя.

Рабочий орган винтового  насоса—однозаходный червячный  винт, вращающийся в неподвижной  обойме. Винт изготовлен из стали или титанового сплава; обойма резиновая в стальном корпусе. Внутренняя поверхность обоймы представляет двухзаходную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному винту. Шаг винтовой поверхности  в 2 раза больше шага винта.

Поперечные сечения  обоймы в любом месте одинаковы, но повернуты относительно друг друга  вокруг оси обоймы. Через расстояние вдоль оси, равное шагу винтовой поверхности, эти сечения совпадают.

Любое поперечное сечение винта  есть круг диаметром D. Центры этих кругов лежат на винтовой линии. Ось винтовой линии является осью вращения всего винта. Расстояние, на котором центр поперечного сечения (круга) винта отстоит от его оси, называют эксцентриситетом е. Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винт вращается вокруг своей оси. Одновременно ось винта (ось винтовой линии) совершает планетарное движение в обратном направлении. Картина движения винта становится понятной, если представить себе неподвижное зубчатое колесо с внутренним зацеплением по окружности диаметром D=4e, по которому катится шестерня диаметром 2е, причем сама шестерня вокруг своей оси катится в обратном направлении.

Винт и обойма по своей длине  образуют ряд последовательных замкнутых полостей, так как гребень спирали винта по всей длине находится в непрерывном соприкосновении с обоймой.

Эти полости при вращении винта передвигаются от приема насоса к его выкиду. Поскольку при вращении винт в осевом направлении не движется, то жидкость будет перемещаться вдоль оси на расстояние одного шага при повороте винта на один оборот. Площадь сечения, занятого откачиваемой жидкостью, при любом положении винта равна 4eD.

Коэффициент утечки учитывает  через линию соприкосновения гребня спирали винта с внутренней поверхностью обоймы, наличие газа в смеси, усадку жидкости. По принципу действия винтовой насос является объемным, а по способу сообщения энергии жидкости — ротационным.

Конструкция скважинного винтового  насоса предусматривает использование двух уравновешенных винтов с правым и левым направлениями спирали. Осевые усилия от винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте, расположенной между ними, и взаимно компенсируются. Привод винтов осуществляется от расположенного в нижней части электродвигателя через протектор, эксцентриковую пусковую муфту и вал. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходимое вращение винтов  и. Пусковая муфта осуществляет пуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, отключает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает движение винта в противоположную сторону при обесточивании двигателя или неправильном подключении кабеля.

Прием жидкости из скважины ведется  через две фильтровые приемные сетки, расположенные вверху верхнего и внизу нижнего винтов. Общий выход жидкости происходит в пространстве между винтами, дальше она проходит по кольцу между корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к многофункциональному предохранительному клапану поршеньково-золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в НКТ.

Предохранительный клапан пропускает жидкость в НКТ при спуске насоса в скважину и из НКТ—при подъеме, а также перепускает  жидкость из НКТ в   затрубное пространство при остановках насоса, недостаточном притоке из пласта, содержании в жидкости большого количество газа, повышении устьевого давления выше регламентированной величины (объемный насос не может работать при закрытом выкиде). Шламовая труба представляет собой заглушенный сверху патрубок с боковыми отверстиями и предохраняет насос от попадания в него механических твердых частиц с поверхности и из откачиваемой жидкости при остановках. Шлам собирается между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью шламовой трубы.