Средства автоматизации скважин оборудованных электробежными насосами

Работа штанговых глубинных насосов на больших расстояниях затруднена и эксплуатация скважин ими малоэффективна.

С увеличением глубины спуска насосов увеличиваются нагрузки, случаются неполадки в их работе и аварии — обрывы насосных штанг, труб и поломка наземного оборудования.

Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют бесштанговые погружные насосные установки.

К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

• а)электровинтовые;
• б)гидропоршневые — 1%;
• в)диафрагменные — 1 — 2%;
• г)электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Преимущества:

Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками.

Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки — качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.

Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин.

Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.

Недостатки:

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации.

На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

Не рекомендуется применять погружные электроцентробежные насосы в скважинах:

• а) в жидкостях, в которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;
• б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.

Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости.

Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а работа насоса становится неустойчивой.

Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 500 м и более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. Да и подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому в настоящее время разработаны принципиально новые бесштанговые насосные установки с переносом двигателей на забой.

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали, применяется гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120−140 тонн/сут., в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2−3 лет без подъема.

Установки имеют два исполнения обычные и коррозионностойкие.

Пример условно обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5−125−1200 ВкО2 ТУ 26−06−1486−87, где У — установка; Э — привод от погружного двигателя; Ц — центробежный; Н — насос; М — модульный; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сутки; 1200 — напор, м; ВК — вариант комплектаций; 02 — порядковый номер варианта комплектаций по ТУ.

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

• -среда — пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
• -максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и кпд- 1мм2/сут.;

водородной показатель попутной воды Рн 6,0 — 8,5, максимальное содержание твердых частиц 0,01% (0,1 г/л), микротвердость частиц не более 5 баллов по Люису;

максимальное содержание попутной воды — 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с насосными модулями — газосепораторами (по вариантам комплектаций) — 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП, ЭЦН — 79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок коррозионностойкого исполнения — 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата — не более 90 С.

Принцип действия УЭЦН штанговый насос глубинный скважина Установка электробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости:

• 1) с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%;
• 2) с максимальной обводненностью 99%;
• 3) с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%;
• 4) с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.

В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование.

В подземное оборудование входят:

• — сборка электроцентробежного агрегата;
• — колонна насосных труб и кабель.

Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора.

ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр — сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора.

Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам. Трубам на поверхность. В зависимости от напора, т. е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

Рис. 1.1 — двигатель; 2 — кабель; 3 — гидрозащита; 4 — насос ЭЦН 5,6 — обратный и сливной клапаны; 7 — устьевое оборудование; 8 — автотрансформатор; 9 — станция управления; 10 — НКТ; 11 — модуль всасывающий.

Наземное оборудование УЭЦН: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС Это оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

В оборудовании устья типа ОУ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство.

Запорное устройство оборудования — проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок.

Подъемные трубы подвешены на конусе, Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.

В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.

Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами.

Техническая характеристика приведена ниже.

Рабочее давление, МПа:

в арматуре — 14.

при остановившемся станке-качалке — 14.

при работающем станке-качалке — 4.

Запорное устройство ствола и боковых отводов Кран пробковый проходной типа КПСС Рабочая среда — Некоррозионная Габаритные размеры, мм 2100*430*996.

Масса, кг 450.

Оборудование ОУГ-65Х21.

Предназначено для герметизации устья нефтяных скважин, оснащенных гидроприводными насосами.

Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Оборудование ОУГ-65Х21 (рис.2) обеспечивает подвеску лифтовых труб, проведение ряда технологических операций с целью спуска и извлечения гидропоршневого насоса, а также проведение ремонтных исследовательских и профилактических работ.

Рис, 2. Оборудование устьевое ОУГ-65Х21: 1— сливной вентиль; 2 — задвижка; 3 — тройник; 4 — переводной фланец; 5 — вентиль ВК.-3; 6 — крестовик; 7 — промежуточный фланец.

Схема устьевого оборудования 1. колонная головка, 2. трубная подвеска, 3. резиновое уплотнение, 4. Пояс, 5. Задвижка, 6. патрубок с фланцем, 7. затрубное пространство, 8. Кабель, 9. эксплуатационная колонна, 10. НКТ Трансформатор У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 — 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.

Станция управления ШГС Комплексное устройство, или станция управления ШГС 5805 предназначена для управления УЭЦН мощностью до 100 кВт. а комплексное устройство КУПНА — для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт.

Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу, в котором размещено электрооборудование, обеспечивающее защиту электродвигателя и насоса от различных неполадок.

Например: отключение ПЭД, защита при падении напряжения в сети, или при повышении напряжения выше номинального.

Оператор по добыче нефти производит включение или отключение установки, а также контроль за работой установки по сигнальным лампам и по КИП на передней панели ШГС.

Рис. 3. Передняя панель шкафа ШГС

Амперметр Омметр Вольтметр Автоматическая защита розетки Лампочки сигнализирующие:

о перегрузке о недогрузке о падении давления о перегрузке двигателя Автоматическая блокировка управления Розетка Кнопка «Пуск», «Стоп».

Переключение управления Автоматизация УЭЦН Скважина, эксплуатируемая с помощью ЭЦН, оснащается станцией управления ШГС и электроконтактным манометром. Устройство обеспечивает:

включение и отключение электродвигателя;

дистанционное управление ПЭД от программного устройства;

работу ПЭД насосной установки в режиме «ручной» и «автоматический»;

автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 -2,5+2,5 до 60 -+ 6 минут, при подаче напряжения питания;

станция не включает электродвигатель, если напряжение питания сети будет подаваться с изменением фаз;

двигатель не включается, если напряжение сети больше 420 В, при перегрузке любой из фаз. Отключает электродвигатель при отключении напряжения питания сети выше 10% или 15% от номинального, если это отключение приводит к допустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения;

включение электродвигателя при нагрузке с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 секунд;

автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защиты от перегрузки с выдержкой времени от 3 -2,2+2,6 до 1200-+120 минут;

выбор режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от перегрузки или без автоматического повторного включения;

выбор режима работы защиты от турбинного вращения двигателя или без защиты;

отключение электродвигателя при. снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 В от номинального;

отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам ЭКМ;

непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ПЭД — кабель с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30- = кОм;

контроль тока в сети электродвигателя и контроль питания сети;

возможность регистрации тока электродвигателя регистрирующим амперметром;

имеет наружную световую сигнализацию об аварийном отключении;

отключение с помощью штепсельного разъема переносных токоприемников с током фазы не более 60 А;

подключение с помощью розетки в напряжении 220 В геофизических приборов с током до 60 А.

Обслуживание УЭЦН Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.

Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:

• -проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;
• -проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;
• -зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.

После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки.

Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.

При этом оператор по добыче должен:

произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);

снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;

— контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фазировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров — это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.

По изменению нагрузки можно судить о запарафиненности труб НКТ или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки — первый признак негерметичности в трубах НКТ или пропуска части жидкости через перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического и статических уровней позволяет своевременно планировать вид ремонтных работ.

При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий режим, поддерживающий безопасный для работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.