Механизированная добыча нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФИЛИАЛ В Г. НЕФТЕЮГАНСКЕ КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Реферат по дисциплине: «Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта»

Тема: «Механизированная добыча нефти»

Студент гр. НДб — 09

Кляхин К.К.

Нефтеюганск, 2012

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ВИНТОВЫМИ НАСОСАМИ

Установки погружных винтовых электронасосов типа УЭВН5, 2УЭВН 5, УЭВН Р5 предназначены для перекачивания пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин.

Рис.1

Характеристика пластовой жидкости

1. Пластовая жидкость — смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа. 2. Максимальная кинематическая вязкость, кв./с, м. — 1.10^-3 3. Содержание:

a. свободного газа на приеме насоса, % не более — 50;

b. вода, %, не более — 99;

c. механических примесей г/л — не более — 0,8 для установок УЭВН5−25−1500, УЭВН5−63−1500, 2УЭВН5 И УЭВНР5 не более — 0,4 для установок УЭВН5−16−1200, УЭВН5−25−1000, УЭВН5−100−1000, УЭВН5−100−1200, УЭВН5−200−900

Установка состоит из погружного агрегата, кабеля в сборе и наземного электрооборудования: трансформатора и устройства комплектного. Погружной агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с идрозащитой, спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю и крепится к колонне насосно-компрессорных труб.

Насос откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Электродвигатель — погружной четырехполюсный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором (при п = 1500 об/мин), асинхронный погружной шестипопюсный (при п = 1000 об/мин).

Производство работ

ЦДНГ составляет планы на ремонт скважин, оборудованных УШВН. К указанным планам прилагаются расчеты компоновки подземного оборудования с исходным геолого-промысловым данным по скважине. Расчеты осуществляет технологическая и геологическая службы ЦДНГ.

Установлены две глубины спуска УШВН — 800 и 1100 м.

При высоком содержании воды (более 90%) рекомендуется спуск хвостовика, установка ГПЯ желательна при запуске скважины после освоения, проведения изоляционных работ (высокое содержание механических примесей). Установка ГПЯ не допускается в случаях интенсивного отложения АСПО.

Для привода ротора насоса используют штанги 22 мм (7/8″).

Для предотвращения истирания штанг и НКТ используют центраторы (в настоящее время применяются два типа центраторов «вращающиеся» и «невращающиеся»).

Расчет центраторов производится по специальной программе (при проведении ремонта скважин необходимо зафиксировать места истирания, на основании чего произвести корректировку мест установки центраторов).

При значительном расхождении фактического истирания штанг от расчетного необходимо произвести инклинометрию скважин.

Все установки в обязательном порядке комплектуются перепускными клапанами, которые выполняются в двух модификациях:

· при совместном спуске с опрессовочным клапаном, смонтированным под статором на НКТ (перепускной клапан должен иметь разрывную мембрану);

· без опрессовочного клапана на новых НКТ (вместо разрывной мембраны устанавливается заглушка).

Завоз (вывоз) УШВН осуществляется с заполненным эксплуатационным паспортом. Завоз УШВН на куст осуществляется по заявке бригады ПРС (КРС) и передается им по акту. После монтажа бригады ЦПРС, ЦКРС передают УШВН по «Акту сдачи скважины после ПРС (КРС)» в ЦДНГ. При демонтаже УШВН (ревизии или переводе на другой способ эксплуатации), установка обратно передается из ЦДНГ по акту бригадам ЦПРС и ЦКРС. Операция по приемусдаче установки осуществляют мастер ЦПРС, ЦКРС и мастер ЦДНГ

Все работы при внедрении УШВН производятся в соответствии с графиком.

Порядок спуска

Перед спуском УШВН, согласно плану работ, производится спуск хвостовика (3−5 НКТ). Порядок монтажа и спуска дополнительного оборудования — согласно «Технологическому регламенту на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных УСШН».

После этого необходимо установить якорь или противоотворотное устройство. Перед спуском якорь ставится в транспортное положение поворотом подвижной части якоря по часовой стрелке.

При подъеме подвижной части верх плашки не должен выдвигаться, в противном случае якорь меняют.

Статор спускается на 2,5″ НКТ с обязательным замером, шаблонировкой и смазкой резьбовых соединений на заданную глубину.

ВНИМАНИЕ: спуск статора производить с зафиксированным крюкоблоком во избежание проворота подвески НКТ и посадки на якорь.

После спуска статора на заданную глубину производится посадка якоря в следующем порядке:

· допустить последнюю замеренную НКТ;

· навернуть НКТ и спустить в скважину не менее 2 метров;

· НКТ поднять с таким расчетом, чтобы посадить муфту нижней НКТ на элеватор ЭХЛ-73, установленный на крестовине трубной головки.

Обратить особое внимание: муфта должна быть поднята выше крестовины трубной головки не более высоты элеватора;

· ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ 3−5 оборотов по часовой стрелке (крюкоблок снять с фиксатора);

· посадить подвеску НКТ на элеватор ЭХЛ-73, отвернуть НКТ;

· навернуть планшайбу (патрубок на планшайбе должен быть около 200 мм) на подвеску НКТ;

· поднять подвеску НКТ на 0,5−1 см и снять элеватор ЭХЛ;

· разгрузить НКТ на якорь. При посадке планшайбы разгрузка должна быть не менее 70−80% от веса подвески НКТ.

Примечание: Если разгрузка меньшеприподнять подвеску НКТ от первоначальной высоты (до начала разгрузки) на 5−10 см (необходимо смотреть по обстановке) и снова разгрузить, и делать так до тех пор, пока разгрузка на якорь не достигнет 70−80%

Если якорь не садится:

· отвернуть планшайбу;

· навернуть НКТ 2,5″ и медленно опустить НКТ до разгрузки НКТ на якорь на 70−80%;

· на уровне фланца крестовины трубной головки сделать отметку на НКТ;

· приподнять НКТ до выхода муфты нижней НКТ из скважины и снова посадить на якорь 2−3 раза;

· если разгрузка происходит в одном месте — поднять навернутую НКТ, отвернуть и замерить от ниппеля до отметки;

· патрубками 2,5"набрать замеренную длину за вычетом длины патрубка под планшайбой;

· посадить планшайбу — в этом случае разгрузка на якорь должна быть 70−80% от веса НКТ.

Установка противоотворотного устройства.

После спуска статора с противоотворотным устройством на заданную глубину:

Навернуть планшайбу без центральной задвижки и длинным подъемным патрубком (можно целую НКТ) и опускать ее на крестовину трубной головки, не допуская 1−2 см;

ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ по часовой стрелке на пониженной передаче до появления пружины на НКТ (нагрузка на ключ должна резко расти);

не снимая ключа «Oil Country» посадить планшайбу на крестовину трубной головки, обратив особое внимание на правильность посадки по шпилькам;

после посадки и закрепления планшайбы устанавливается центральная задвижка с тройником, производится спуск ротора. К ротору специальными ключами приворачивается полуштанга на приемных мостках. Перед спуском в скважину ротор обильно смазывается по всей длине. Ротор спускается в скважину и устанавливается на специальный элеватор, после чего полуштанга отворачивается.

ВНИМАНИЕ: не устанавливать укороченную штангу вблизи ротора.

Ротор спускается на колонне штанг с установкой необходимого количества центраторов согласно плану работ. При свинчивании штанг обязательно производить докрепление штанг специальными ударными ключами.

В том случае, если при посадке якоря статор был не на заданной глубине, рассмотрим два варианта:

при спуске статора на большую глубину. Между ротором и намечаемой подвеской штанг установить дополнительные штанги, длиной, равной заглублению от планируемой глубины спуска. На каждой дополнительно спущенной штанге установить центраторы;

при спуске статора на меньшую глубину. Из нижней части подвески штанг уменьшают необходимое их количество.

После полного спуска ротора в скважину (перед вводом ротора в статор) необходимо записать вес колонны штанг. Затем медленно спустить ротор в статор, при этом штанговая колонна возможно, будет вращаться по часовой стрелке. Когда ротор коснется упорного стержня и спуск остановится, напротив верхнего фланца тройника фонтанной елки нанести отметку «нулевой вес штанг». Затем повторить разгрузку колоны штанг, проверив правильность посадки ротора (отметка должна остаться напротив фланца тройника); Подгонка полированного штока производится с таким расчетом, чтобы учесть:

· вытяжку штанг от собственного веса — (Z),

· вытяжку от динамического уровня — (Z₃),

· приподъем ротора от упорного стержня до резины статора — (Z₂),

При этом полированный шток должен быть над верхним оборудованием на 20−60 см.

Дальнейшая подгонка полированного штока производится следующим образом:

· Медленно поднять штанги до «отрыва» ротора с опорного фланца до достижения веса колонны штанг по показаниям ГИВ-6 (вес штанг был зафиксирован перед посадкой (спуском) ротора в статор). Расстояние между отметками «нулевой вес штанг» и сделанной отметкой (Z) — вытяжка штанг;

· поднять и отвернуть штангу с отметками и замерить длину штанги до отметки «нулевой вес» — (Z₄);

из данных паспорта на УШВН определить расстояние между упорным стержнем и резиной статора -(Z₂) (для установок фирмы «Гриффин» оно примерно равно 20 см);

по приведенной ниже таблицы определить вытяжку от динамического уровня — (Z₃) (величина динамического уровня приведена в плане работ на ремонт скважины);

Таблица 1. Удлинение штанг

Производим подбор длины штанг по формуле:

X_{1 =} 0,2 м + D+Z_4 —(Z₁ + Z₂ +Z₃) — Ln

X_{2 =} 0,6 м +D+Z_4— (Z₁ + Z₂ +Z₃) — Ln

где

D — высота наземной установки (1,2 м)

Ln — длина полированного штока

Если значения X₁ и X₂ будут отрицательными (со знаком «- «), необходимо убрать нижнюю штангу и повторить замер — Z₄;

Если значения X₁ и X₂ будут иметь разные знаки — полуштанги не добавляются.

Итоговое значение длины набранных штанг — X должно быть между значениями X ₁ и X _2;

расчет точки установки шестиболтового штока от верхнего края полированного штока (S) определяется по формуле:

S = Ln+ (Z₁+Z₂+Z₃) — D — Z₄

Если значение X₁ и X₂ имеют разные знаки, то X = 0;

После произведенных расчетов установить полуштанги и произвести монтаж верхнего устьевого привода.

Установка устьевого привода

Монтаж устьевого привода производит бригада ПРС (КРС).

· После завоза верхнего оборудования ШВН на куст вызывается электрик для проверки правильности вращения электродвигателя.

· Проверить ответный фланец.

· Провести полированный шток через привод и сальник.

· Навернуть муфту штока.

· Установить шестиболтовый зажим привода вращения на полированном штоке между приводом и крышкой сальника согласно расчету — S.

· Медленно поднять привод, создавая поддержку полированному штоку у верхней части привода до тех пор, пока весь узел не примет положение, близкое к вертикальному.

· Соединить полированный шток с колонной насосных штанг.

· Опустить привод в сборе и соединить с фланцем тройника.

· Штоковая муфта может быть оставлена в качестве защиты резьбы от коррозии.

· Выступающий конец полированного штока представляет опасность! Он никогда не должен превышать 60 см за пределы зажима (хомута) привода. Не оставлять укороченную штангу прикрепленной к полированному штоку.

· Протянуть все болты перед пуском привода.

Запуск и вывод на режим

Для запуска УШВН бригада ПРС (КРС) вызывает представителей ЦДНГ не менее чем за 2 часа до окончания монтажа наземного привода.

После монтажа наземного привода и подгонки колонны штанг производятся подготовительные работы. Оператор ЦДНГ обязан:

· ознакомиться с эксплуатационным паспортом;

· проверить натяжение ремней (если передача ременная) и соосность приводов;

· опрессовать сальниковую коробку консистентной смазкой;

· проверить уровень масла в редукторе;

· проверить соответствие рабочему положению запорных арматур на устье скважины и в ГЗУ;

· на выкиде и в затрубном пространстве установить манометры;

· отбить статический уровень.

После проведения подготовительных работ производится опрессовка сальникового ввода включением УШВН на закрытую задвижку до давления, указанного в технической характеристике наземного оборудования УШВН. В случае установки мембранного (разрывного) клапана опрессовка производится на Р _лин.

Если наземное оборудование герметично, то установку оставляют в работе. Если обнаруживается утечка, то установку отключают и запускают после достижения герметизации. Система «насос-НКТ» считается герметичной, если темп падения давления не превышает 5 кгс/см² за 1 минуту.

После первоначального запуска до появления подачи устанавливать УШВН запрещается, во избежание отворота штанг.

Электрик, после запуска, замеряет ток нагрузки, с последующей записью в эксплуатационном паспорте.

Нормальная откачка уровня жидкости в затрубном пространстве определяется по таблице, по которой выбирается периодичность отбивки динамического уровня в зависимости от типоразмера УШВН и числа оборотов полированного штока.

После запуска динамический уровень отбивается не позже Т_отк (время откачки предельного уровня):

Т _отк = (L_спн — (200+Н_ст)) / V,

где:

L_спн — глубина спуска насоса, м;

Н_ст — статический уровень, м;

V — скорость откачки уровня, м/с.

Затем отбивается через каждые 30 мин. не менее 3-х раз. Скважина считается выведенной на режим, если в течение 1,5 часа динамический уровень не изменяется. При снижении динамического уровня ниже предельных значений (Lспн — 200 м) установка отключается на приток. Повторное включение производится при достижении уровня уровня 500−600 м от устья скважины.

При выводе на режим контролируются следующие параметры:

· Р_б — буферное давление;

· Р_л — линейное давление;

· Р_з — затрубное давление;

· J — токовая нагрузка.

Дебит скважины и токовая нагрузка замеряются сразу после вызова подачи, при максимальном снижении Н_дин и после вывода на режим. В период откачки жидкости глушения производится отбор проб на КЧВ. Повторный отбор проб на КЧВ производится через 2 суток после вывода на режим; в процессе дальнейшей эксплуатации — 1 раз в полугодие.

Анализ проб на КЧВ производит ЦНИПР. Результаты сообщаются в ЦДНГ в установленном порядке.

Все данные запуска и вывода на режим, а также обводненность, заносятся в эксплуатационный паспорт. Мастер добычи проверяет качество вывода на режим, заполнение эксплуатационного паспорта.

В случае, когда УШВН работает в режиме срыва подачи, необходимо ее отключить и произвести замену шкива на другой типоразмер.

Таблица 2. Скорость откачки жидкости в трубном пространстве

Эксплуатация и обслуживание скважин с УШВН

Все данные по скважинам: даты запусков и остановок, причины остановок, сведения о подземных ремонтах, режимах работы, изменение диаметра шкива, исследовании скважин заносятся в журнал замеров.

Таблица 3. Периодичность контроля и замера параметров следующая:

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется не реже 1 раза в три дня оператором по добыче нефти.

При осмотре наземного привода оператор ЦДНГ должен:

· проверить наличие вибрации;

· определить наличие необычных шумов и их источник;

· устранить утечки через сальниковое уплотнение и арматуру;

· проверить наличие масла в редукторе.

Замена масла в редукторе осуществляется через каждые шесть месяцев работы.

Замена уплотнений в сальниковой коробке осуществляется через каждые шесть месяцев работы персоналом ЦДНГ. Смазка осуществляется ежедневно в течение недели после запуска, затем 1 раз в месяц.

Токовая нагрузка замеряется силами энергетической службы не реже одного раза в месяц.

Технологическая служба ЦДНГ осуществляет контроль за работой УШВН и ежемесячно проводит анализ работы.

Насосы, отработавшие менее 60 суток, подлежат комиссионному разбору.

Смена приводных шкивов

· Остановить установку до полного прекращения обратного вращения штанг. Установить дополнительный зажим на полированный шток между корпусом и сальником.

· Открыть защитный кожух шкивов. Отдернуть стопорную гайку натяжного кронштейна,

· Освободить натяжку на кронштейне и снять приводной ремень.

· Отвернуть три 3/8 дюймовых болта, находящихся сверху муфты приводного шкива. Ввернуть эти же болты в смежные отверстия на той же муфте и завернуть болты равномерно, до тех пор, пока болты не упрутся в шкив и не сдвинут шкив с посадочной шпонки.

· Когда шкив упадет вниз на корпус электромотора, снять посадочную шпонку. Заметить место, где находилась муфта, чтобы при обратной установке новая муфта села на то же

· Место на валу. Снять шкив.

· Установить новый шкив на валу мотора. Завернуть крепежные болты. После затяжки болтов шкив должен оказаться на том же месте, где и раньше.

· Затягивать болты необходимо равномерно. После установки нового шкива надеть приводной ремень.

· Натянуть ремень натяжным кронштейном и затянуть стопорный болт.

· Закрыть защитный кожух и включить установку.

Смена приводных ремней

· Остановить установку до полного прекращения обратного вращения штанг.

· Открепить защитный кожух шкивов.

· Отвернуть стопорную гайку натяжного кронштейна, освободить натяжку на кронштейне до тех пор, пока шкивы привода не ослаблены до такого состояния, что старый ремень можно снять со шкивов.

· Снять старый приводной ремень.

· Установить новый ремень.

· Затянуть натяжной кронштейн, пока приводной ремень не натянется.

· Завернуть крепежный болт кронштейна.

· Закрыть защитный кожух.

· Включить установку.

Нельзя перетягивать приводной ремень. При правильной установке приводного ремня прогиб при нажатии рукой с усилием 15−20 кг не должен превышать 2−2,5 см. Если при запуске замечено проскальзывание приводного ремня (слышен визг ремня при запуске), то ремень не достаточно натянут.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения ;

§ обычное

§ коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки

§ при заказе: УЭЦНМ5−125−1200 ВК02 ТУ 26−06−1486 — 87,

§ при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5−125−1200 ТУ 26−06−1486 — 87,

где Уустановка; Э — привод от погружного двигателя; Ц — центробежный; Н — насос; М — модульный; 5 — группа насоса; 125 — подача, м³/сут: 1200 — напор, м; ВК — вариант комплектации; 02 — порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4. Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4

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 к. п. д. — 1 мм²/с;

§ водородный показатель попутной воды рН 6,0 — 8,5;

§ максимальное массовое содержание твердых частиц — 0,01% (0,1 г/л);

§ микротвердость частиц — не более 5 баллов по Моосу;

§ максимальное содержание попутной воды — 99%;

§ максимальное содержание свободного газа у основания двигателя — 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) — 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 обычного исполнения — 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения — 0,125% (1,25 г/л);

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

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

§ для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт — 70 °C;

§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 — 125 кВт — 75 °C;

§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 — 250 кВт — 80 °C.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. 1. Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 1) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 5.

Таблица 5

Рис. 2

Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 — 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А — 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м³/сут (включительно) — 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м³сут — 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из

§ погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,

§ наземного электрооборудования — трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Насос — погружной центробежный модульный.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль — головку насоса, а спускной — в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый, указанный в табл. 5.

Рис. 3

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 — до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль — газосепаратор.

Двигатель — асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16−652.031 — 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805−49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата — фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц — при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

Комплектность установок приведена в табл. (см. приложение 1). Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») — многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 3). Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл., приложение 1).

Рис. 4. Газосепаратор:

1 — головка; 2 — втулка радиального подшипника; 3 — вал: 4 — сепаратор; 5 — направляющие аппараты: 6 — рабочее колесо; 7 — корпус; 8 — шнек; ^ - основание Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль — газосепаратор (рис.4). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

§ газосепараторы с противотоком;

§ центробежные или роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7 В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения — из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны — фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633– — 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 — 80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут. с резьбой 89 — более 800 м³сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 4. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

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

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно — с валом диаметром 25 мм — для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое — с валом диаметром 28 мм — для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633– — 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633– — 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Таблица 6

Примечание. Номер секции обозначает длину корпуса в м.

Таблица 7

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.

В табл. 7 указаны длины поясов для крепления кабеля к различным видам оборудования. Пояс является изделием одноразового использования.

ПОГРУЖНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4) и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

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

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса — не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения — не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения — не более. 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) — не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Рис. 5. Электродвигатель односекционный:

1 — крышка: 2 — головка; 3 — пята: 4 — подпятник; 5 — пробка: 6 — обмотка статора; 7 — втулка; 8 — ротор; 9 — статор; 10 — магнит; 11 — фильтр; I2 — колодка; 13 — кабель с наконечником; 14 — кольцо; 15 — кольцо уплотнительное; 16 — корпус: 17, 18 — пробка

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению — от минус 5% ДО плюс 10%; по частоте переменного тока — ±0,2 Гц; по току — не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125−117ДВ5 ТУ 16−652.029 — 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ — погружной электродвигатель унифицированный; С — секционный (отсутствие буквы — несекционный); К — коррозионностойкий (отсутствие буквы — нормальное); 125 — мощность, кВт; 117 — диаметр корпуса, мм; Д — шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы — основная модель); В5 — климатическое исполнение и категория размещения.

В шифре электродвигателя ЭДК45−117 В приняты следующие обозначения: ЭД — электродвигатель; К — коррозионностойкий (отсутствие буквы — нормальное исполнение); 45 — мощность, кВт; 117 — диаметр корпуса, мм; В — верхняя секция (отсутствие буквы — несекционный, С — средняя секция, Н — нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П — протектор; К — коррозионностойкая (отсутствие буквы — исполнение нормальное); 92 — диаметр корпуса в мм; Д — модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы — основная модель с барьерной жидкостью).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 8, а номинальные параметры электродвигателей — в табл. 9.

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Таблица 8

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °C, а остальных электродвигателей — 160 °C.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 5) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора — однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

Таблица 9

Ротор короткозамкнутый, многосекцпонный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высоко-прочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой — пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод — изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-З предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-З состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Таблица 10

ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

§ открытого типа — П92; ПК92; П114; ПК114 и

§ закрытого типа — П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают

§ обычного и

§ коррозионностойкого (буква К — в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109– — 81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Таблица 11

Рис. 6

Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 6.

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя — диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Основные характеристики гидрозащит представлены в табл. 11.

УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ ШГС 5805

Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателями серии ПЭД (в том числе со встроенной гермоманометрической системой) по ГОСТ 18 058– — 80 мощностью 14 — 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока.

В шифре устройства комплектного ШГС5805−49АЗУ1 приняты следующие обозначения: ШГС5805 — обозначение серии (класс, группа, порядковый номер устройства); 4 — номинальный ток силовой цепи до 250 А; 9 — напряжение силовой цепи до 2300 В; А — модификация для наружной установки (Б — для встраивания в КТППН, Т — с термоманометрической системой); 3 — напряжение цепи управления 380 В; У — климатическое исполнение для умеренного климата (ХЛ — для холодного климата); 1 — категория размещения для наружной установки (3.1 — для встраивания в КТППН). Техническая характеристика устройства приведена ниже.