Подбор уэцн. Основные положения методики подбора уэцн к нефтяной скважине Определение глубины погружения насоса

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Подобные документы

ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН

4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин,
оборудованных установками электрических погружных
центробежных насосов (УЭЦН)

Установки электрических погружных центробежных насосов от носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва ющей промышленности России определяющую роль по объему до бываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добываю щих скважин разной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что су щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м 3 /сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Подбор типоразмера и комплектации УЭЦН для конкретной скважины, расчет ожидаемого технологического режима работы скважины и параметров погружного оборудования производятся как программным комплексом, интегрированным в корпоративную базу данных НПК «АЛЬФА», так и по методике, выбранной главным технологом (начальником ПТО) НГДУ и адаптированной к условиям данного месторождения (пласта).

Расчет оптимального режима работы скважины производится геологической службой НГДУ. По заданным геологом параметрам технологическая служба производит подбор типоразмера УЭЦН и параметров погружного оборудования в ПК «Автотехнолог», адаптированного к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за расчет ожидаемого дебита при ожидаемом динамическом уровне, достоверность информации и полноту занесения в базу данных НПК «Альфа» результатов исследования скважин несет ведущий геолог ЦДНГ. Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несет технолог ЦДНГ.

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

– использование фактического коэффициента продуктивности, оптимального отбора жидкости из скважины при соблюдении условия непревышения максимально допустимой депрессии на пласт и проектом разработки месторождения;

– удельный вес откачки жидкости глушения при выводе на режим для обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте и нефтесборном коллекторе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима (0,8÷1,2 Q ном );

Возможность изменения производительности УЭЦН с использованием
станции управления с частотным преобразователем (СУсЧП).

Для скважин с содержанием воды в добываемой продукции более 90% погружение под динамический уровень УЭЦН должно быть не более 400 метров.

Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в водоплавающих и газонефтяных залежах определяются отделом разработки НГДУ (геологом ЦДНГ) на основании опыта эксплуатации скважин с идентичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.

В месте подвески погружного агрегата кривизна ствола скважины не должна превышать:

Для УЭЦН-5 габарита по формуле: a = 2arcsin ^P s: ,

где: а- кривизна ствола скважины в месте подвески УЭЦН, градус/10 м;

S - зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и максимальным диаметральным габаритом установки, м;

L - длина установки от нижнего торца компенсатора до верхнего торца насоса, м;

Для УЭЦН-5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -12 минут на 10 метров;

Для УЭЦН-5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -6 минут на 10 метров;

При отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины ее величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, превышающей 2 0 /10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана необходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 60 градусов.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не должно превышать 20 МПа (200 кгс/см 2).

Конструкция колонны НКТ должна обеспечивать прочность подвески при заданной глубине спуска и конструкции скважины.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% - без газового сепаратора, 25-55% -с газовым сепаратором, до 68% - с газосепаратором-диспергатором, до 75% - с отечественной или импортной мультифазной системой.

Технические требования к перекачиваемой среде - пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа):

Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1 400 кг/м 3 ;

Газовый фактор (Гф) - до 110 м 3 /м 3 ;

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

– водородный показатель попутной воды (pH) – 6,0–8,5;

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготовленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».

Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать паспортных данных ПЭД и кабельных удлинителей, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз». При расчетных ожидаемых величинах условий эксплуатации на приеме насоса по температуре более +120 °С технологом ЦДНГ в заявке на оборудование ЦБПО ЭПУ указывается необходимая комплектация оборудования по теплостойкости.

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

1. Плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса»:

■ с

(р Ь + р (1 - Ь)) (1 - F) + p F.

где: ρ н – плотность сепарированной нефти, кг/м 3 , ρ в – плотность пластовой воды, ρ г – плотность газа в стандартных условиях, Г – текущее объемное газосодержание, b – обводненность пластовой жидкости.

2. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где: Р пл – пластовое давление,

Q – заданный дебит скважины,

К прод – коэффициент продуктивности скважины.

3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Техника и технология добычи нефти

4. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона (например: F= 0,15):

Р = Р. (I - Г).,

где к - степень кривой разгазирования.

5. Глубина подвески насоса:

где: B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, b – объемная обводненность продукции,

14. Работа газа на участке «забой – прием насоса»:

Величины с индексом «буф » относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16. Потребное давление насоса:

где: L дин – глубина расположения динамического уровня;

P буф – буферное давление;

P Г1 – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

P Г2 – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного (или винтового, диафрагменного) насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной 0 (напор, мощность).

18. Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики:

где: ν – эффективная вязкость смеси;

Q o В – оптимальная подача насоса на воде.

24. Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

где h - напор одной ступени выбранного насоса.

с г

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

28. КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

V - /Ci." K w " fCijr,

где ri o6 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

Техника и технология добычи нефти

29. Мощность насоса:

где: η ПЭД – КПД погружного электродвигателя,

cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.

31. Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:

Ргл=Ргл

1_. р +р +р

■- П буф Г заб ^ ПЛ "

где ρ ГЛ – плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Величина Н ГЛ сравнивается с паспортной водяной характеристики. Определяем мощность насоса при освоении скважины:

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

32. Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

Т> [Т]

где [T ] – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

33. Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

где: F = 0,785 ■ - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; cf- внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на л! = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина &L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклино-грамме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

После окончательного подбора глубины спуска скважинного агрегата выбирается тип кабеля (по рабочему току и температуре откачиваемой жидкости) и типоразмер трансформатора (по рабочему току и напряжению). После окончания подбора оборудования определяется мощность, потребляемая установкой:

NnoTP = N n s n + AN KAB + AN Tp ,

где: aWjus= - ~ "" : - потери мощности в кабеле

/- рабочий ток ПЭД, Л; L - длина токопроводящего кабеля, м;

p t - сопротивление погонного метра кабеля при рабочей температуре, Ом/м ■ мм 2 ;

S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм 2 ;

Д Л/ т = (1 - Ti) (Л/ тп + A AL) - потери мощности в трансформаторе,

г] тр - КПД трансформатора.

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации:

 коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

 данные инклинометрии;

 газовый фактор;

 давления –

o пластовом,

o давлении насыщения;

 обводненности добываемой продукции;

 концентрации выносимых частиц.

Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти

При использовании в расчетах «Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах» РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 3 минут на 10 метров, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

Результаты подбора:

 расчетный суточный дебит,

 напор насоса,

 внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,

 глубина спуска,

 расчетный динамический уровень,

 максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН;

особые условия эксплуатации :

 высокая температура жидкости в зоне подвески,

 расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,

 наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр .

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».

Определение проверочного калибра и его длины производится на основании таблиц №1 и №2.

Таблица №1

ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

Тип двигателя	Длина с гидрозащитой, мм	Вес (с гидрозащитой), кг	Нар. диам. с учетом каб., мм







ПЭДС-125-117

Длина от фланца до фланца:

o модуль насоса 3 - 3365 мм;

o модуль насоса 4 - 4365 мм;

o модуль насоса 5 - 5365 мм.

Все типы насосов могут быть выполненными:

 с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение);

 износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД);

 с приемной сеткой и ловильной головкой на секции.

При подборе УЭЦН к скважине необходимо учитывать уменьшение мощности погружного электродвигателя от увеличения температуры окружающей пластовой жидкости, согласно действующих ТУ заводов – изготовителей.

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине «ЭПУ-Сервис» принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. Длина термостойкого удлинителя кабельной линии определяется специалистами по УЭЦН НГДУ и заносится в паспорт- формуляр. Информацию о типе комплектующего оборудования для скважин, на которых должны проводиться дополнительные работы по подготовке (шаблонирование), «ЭПУ-Сервис» предоставляет в ТТНД НГДУ до начала производства работ.

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований, независимо от того, вошли ли они в план работ:

В соответствии с утвержденным для данного НГДУ проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена площадка для размещения наземного электрооборудования (НЭО) УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0.4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика НГДУ должна передать «ЭПУ-Сервис» акт замера сопротивления контура заземления до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН проводить подобные измерения и передавать ЭПУ акты не реже 1 раза в год. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления ими станций управления (СУ) и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН. Площадка для размещения НЭО должна быть расположена в горизонтальной плоскости , защищена от затопления в паводковый период. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО агрегатом Fiskars или автокраном. Ответственный за исправное состояние площадок - начальник ЦДНГ.

В 10-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0.4 до СУ прокладываются НГДУ. Подключение кабелей в станции управления (СУ), ШВП и заземление наземного оборудования выполняет «ЭПУ-Сервис». Кабели должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0.5 м в грунт. Ответственный за нормальное состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычи ЦДНГ.

Запрещается эксплуатация УЭЦН с несоответствием требованиям ПУЭ и ТБ площадок для размещения НЭО, кабельных эстакад, ШВП и заземления. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха проката «ЭПУ-Сервис».

P.S.Дополнительно ответ на вопрос «Курс основы добычи» раздел УЭЦН.

§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);

§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).

Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.

Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:

§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);

Q=Q50*F/50, м3/сут;

где: Q – расчетная подача, м3/сут;

Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;

F – расчетная частота, Гц.

§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)

Н=Н50*(F/50)2, м;

где: Н – расчетный напор, м;

Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.

§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)

N=N50*(F/50)3, кВт;

где: N – расчетная мощность, кВт;

N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.

§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).

Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:

§ начальную частоту запуска;

§ параметры набора частоты;

§ максимальную рабочую частоту.

При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).

При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.

Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.

При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.

Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).

После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.

При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.

Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.

В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.

8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ

На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.

Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.

Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.

Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:

§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:

Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.

где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;

Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;

Рб – давление на буфере скважины, атм;

Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.

§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:

где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;

Нн – необходимый напор, м.

В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.

В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.

В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.

В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.

В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.

При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика оборудования при эксплуатации скважин УЭЦН

скважина бурение электроцентробежный насос

Установки электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства.

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2 (1) - номер модификации; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) - группа установки; 350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м 3 /сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения - с содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки обычного исполнения - при содержании механических примесей менее 0,1г/л.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы 5А - 130,0мм, группы 6 - 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 - с диаметром не менее 148,3мм.

Критерий применимости УЭЦН:

1 Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м

3 Минимальное содержание попутной воды до 99%

1.1 Наземное оборудование УЭЦН

К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая арматура.

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

1.1.1 Станция управления

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.

1.1.2 Автотрансформатор

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

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

1.1.3 Устьевая арматура

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при технологической целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.

Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.

Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном для фонтанной арматуры.

1.2 Подземное оборудование УЭЦН

К подземному оборудованию относится НКТ, насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.

Погружной насосный агрегат спускается в скважину на НКТ и состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя и протектора.

Валы электродвигателя насоса и протектора соединяются муфтами.

1.2.1 Насосно-компрессорные трубы

Насосно- компрессорные трубы НКТ применяется при эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого назначения.

Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89; 114 мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм

Группы прочности: Д, К, Е

По точности и качеству НКТ изготовляются в двух исполнениях А и Б по видам: гладкие по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-179-97, АРI 5СТ;

с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97,

АРI 5СТ; гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97; гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87; гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

Типы резьбовых соединений:

Трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;

Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);

Трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);

Трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

Проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

Достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

Требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Насосно-компрессорные трубы производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и качеству изготовляются в двух исполнениях А и Б.

Насосно-компрессорные трубы применяются в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.

Отличительные особенности

Система прослеживания обеспечивает постоянное соответствие качества и требуемых характеристик 100% насосно-компрессорных труб.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

Высокогерметичные;

Хладостойкие;

Коррозионностойкие;

С высаженными наружу концами;

С узлом уплотнения из полимерного материала;

С отличительной маркировкой муфт;

Стандартного исполнения.

1.2.1.1 Расчет диаметра насосно-компрессорных труб

Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах V ср = 1,2--1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м 2 ,

и внутренний диаметр, см,

где Q -- дебит скважины, м 3 /сут;

V СР -- выбранная величина средней скорости. V СР= 1.5.

Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ (табл.1.1). Если разница получается существенной, то корректируется V с р:

где F вн -- площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.

Таблица 1.1. Характеристика насосно-компрессорных труб (НКТ)

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр D, мм	Толщина стенки д, мм	Наружный диаметр муфты D м, мм	Масса 1 п.м, кг	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы до основной плоскости L, мм

1.2.2 Погружные центробежные насосы

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м 3 /сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами.

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q № до 150 м 3 /сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м 3 ,- сут. 89 мм при Q e > > 300 м 3 /сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов.

Очевидно, что желательно подбирать насос по дебн-там п напорам в области наибольшего КПД п минимальной потребной мощности. Установки ЭЦНК могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г/л H,S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H: S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г/л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г/л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.

Установки погружных центробежных насосов

В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура

АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

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

В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5А и 6 (таб 1.2).

Рассмотрим обозначение установки на примере 1У9ЭЦН5А-250-1400:

1 - порядковый номер модификации установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа насоса; 250 - подача, м 3 /сут;

1400- напор, м.

Погружной насос секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней.

Насос состоит из одной или нескольких секций, соединенных между собой при помощи фланцев. Секция имеет длину до 5,5 м.

Таблица 1.2

Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

1.2.2.1 Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

где h СТ -- статический уровень жидкости в скважине, м; -- депрессия, м; h тр -- потери напора на трение в трубах; h Г -- разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; h c -- потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

где К-коэффициент продуктивности скважины, м 3 /сут*МПа; - плотность жидкости, кг/м 3 ; g=9,81 м/с 2 .

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле:

где L - глубина спуска насоса, м.

h-глубина погружения насоса под динамический уровень;

Расстояние от скважины до сепаратора, м; -коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент определяют в зависимости от числа и относительной гладкости труб:

где -кинематическая вязкость жидкости, м 2 /с;

где -шероховатость стенок труб, принимая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 6,1 мм.

Способом определения является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

Потери напора на преодоление давления в сепараторе:

где p с - избыточное давление в сепараторе.

Подставляя вычисленные значения и наперед заданные в формулу (4), найдем величину необходимого напора для данной скважины.

Подбираем насос:

ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача: 130 м 3 /сут

Напор:1165 м

Число ступеней-260

По таблице 1.3. выбираем ЭЦН с числом ступеней

Таблица 1.3.Характеристики погружных центробежных насосов

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область		Число ступеней	Масса, кг
	Подача, м 3 /сут		Подача м 3 /сут

ЭЦНИ5-40-850 ЭЦНИ5-40-950
ЭЦНИ5-80-1550
ЭЦН5-130-1200 ЭЦНИ5-130-1200
ЭЦНИ5А-100-1350
ЭЦН5А-160-1100 ЭЦН5А-160-1400
ЭЦН5А-250-800 ЭЦН5А-250-1000
ЭЦН5А360-600 ЭЦН5А-360-700 ЭЦН5А-360-850
ЭЦНИ6-100-900 ЭЦН6-100-1500 ЭЦНИ6-100-1500
ЭЦНИ6-160-750 ЭЦН6-160-1100 ЭЦНИ6-160-1100 ЭЦН6-160-1450 ЭЦНИ6-1601450
ЭЦНИ6-250-800 ЭЦН6-250-1050 ЭЦНи6-250-1050 ЭЦН6-250-1400
ЭЦН-6-500-450 ЭЦНИ6-500-450 ЭЦНИ6-500-750

Таблица 1.4. Параметры ЭЦН в модульном исполнении

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область		Число ступе	ность кВт
	Подача, м 3 /сут		Подача, м 3 /сут

ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700
ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800
ЭЦНМК5-125-1000 ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1800 ЭЦНМ5-125-1800
ЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1400
ЭЦНМ5А-160-1450 ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750 ЭЦНМК5А-160-1750
ЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1400 ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700
ЭЦНМ5А-400-950 ЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250
ЭЦНМ5А-500-800 ЭЦНМК5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМК5А-500-1000
ЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600
ЭЦНМ6-500-1150 ЭЦНМК6-500-1150
ЭЦНМ6А-800-1000 ЭЦНМК6А-800-1000
ЭЦНМ6А-1000-900 ЭЦНМК6А-1000-900

Центробежный насос

Центробежный насос приводится во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнугым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.

Двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду.

Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания.

Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью).

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

Короткозамкнутый многосекционный ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции масла в полости двигателя. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами.

Электродвигатель секционного исполнения состоит из двух

секций - верхней и нижней, каждая из которых имеет те же основные узлы, что н односекционный двигатель, но конструктивно эти узлы выполнены различно.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкое тью электродвигателя Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые на грузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя.

Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями

Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля, муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК (в качестве основного).

1.2.2.2 Расчет и подбор центробежного насоса

Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора и диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам погружных центробежных насосов (табл. 1.2. или табл.1.3.). При этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженным максимум.

Учитывая, что табличные характеристики (табл. 1.3. или табл.1.4.) построены для воды, следует изменить табличные значения напора в соответствии с плотностью реальной жидкости по соотношению:

где Н в -- табличное значение напора ЭЦН; р в -- плотность пресной воды; .р ж -- плотность реальной жидкости.

Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два способа.

1.На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный напор насоса ДH=H-H c . Однако, этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.

2.Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется. Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно

где Н ж -- напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины; Н с -- необходимый напор скважины; z -- число ступеней насоса.

1.2.3 Погружные электродвигатели

Погружные электрические двигатели (ПЭД) применяются в качестве привода для ЭЦН, выпускаются в габаритных группах: 103 и 117 мм, мощностью от 12 до 300 кВт.

Широкая номенклатура выпускаемых ПЭД различной мощности позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание “двигатель-насос” для обеспечения работы установки с максимально возможным коэффициентом полезного действия. Технология изготовления обуславливает высокое качество и надёжность погружных электрических двигателей производства ОАО “БЭНЗ.

Статор выполняется с закрытым пазом, что повышает чистоту внутренней полости двигателя, позволяет успешно применять пазовую изоляцию в виде трубки. В роторе электродвигателя применены оригинальные подшипники, имеющие механическую фиксацию от проворота и сохраняющие при этом возможность лёгкого перемещения вдоль оси вала.

Применение специальных электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при температуре пластовой жидкости до 120 °С, в высокотермостойком исполнении -- до 150 °С.

После сборки на специальных стендах на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель испытывается на станции, в условиях, приближённых к реальным, в том числе, с нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергается 100% двигателей, после испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль сопротивления изоляции по индексу поляризации.

Погружной электродвигатель является составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита, поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания. Жидкость может быть самая различная - от воды, смеси соль-воды до нефти и ее смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная, приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание. Погружные электродвигатели для добычи нефти производятся в самом разном исполнении, мощностью от 10 до 1600 л.с. Так как двигатель работает при температуре до 90? С существуют специальные теплостойкие исполнения электродвигателя (до +140?С). Поскольку ПЭД работает полностью погруженным в жидкость, то одним из главных условий надежной работы является его герметичность. Двигатель заполняется специальным маслом, которое служит как для охлаждения двигателя, так и для смазки деталей.

В электродвигателе применяются:

статор с рихтовкой внутренней расточки;

термостойкие колодки токоввода (до +220(С) с фиксацией;

подшипники ротора из немагнитного чугуна;

пара трения в корпусных деталях, подшипниках ротора термообработанная сталь - металлофторопласт;

вал ротора с центральным и осевыми отверстиями, имеется контур циркуляции масла;

втулки подшипников ротора и подшипников корпусных деталей имеющие осевые отверстия для смазки.

1.2.3.1 Расчет и выбор электродвигателя

Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по формуле:

где -- КПД насоса по его рабочей характеристике, -- наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92--0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

Ближайший больший по мощности типоразмер электродвигателя выбираем по табл.1.5 с учетом диаметра эксплуатационной колонны (140мм-103мм; 146мм-117мм; 168мм-123мм).

Запас мощности необходим для преодоления высоких пусковых моментов УЭЦН.

Мощность-40кВт

Напряжение-1000В

Сила тока-40А

скорость охлаждения-0,12м

температура-55С

длина-6,2м

масса-335кг

Таблица 1.5. Характеристики погружных электродвигателей

Электродвигатель	Номинальные			Скорость охлаждения жидкости, м/с	Температура окружающей среды, ° С	Масса, кг
	Мощность, кВт	Напряжение, В	Сила тока, А

1.2.4 Кабельная линия

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Кабельная линия, т.е. кабель, намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.

Кабель, закрученный вокруг труб, увеличит общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

1.2.4.1 Расчет и выбор электрокабеля

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

где I-номинальный ток электродвигателя, А; i=5 -допустимая плотность тока, А/мм 2 .

При выборе кабеля следует учитывать температуру и давление окружающей среды, допустимое напряжение (табл.1.5.).

Если в добываемой жидкости имеется растворенный газ, предпочтение следует отдать кабелю с полиэтиленовой и эластопластовой изоляцией, так как она не поглощает растворенный в нефти газ и не повреждается им при подъеме на поверхность. При наличии в скважине коррозионно-активных агентов предпочтение отдают кабелю с фторопластовой изоляцией (табл.1.5.).

Потери мощности в кабеле определяют по формуле:

где I-рабочий ток в электродвигателе, А; L к - длина кабеля, м; R- сопротивление кабеля, Ом/м,

где удельное сопротивление меди при температурный коэффициент для меди; t 3 =50 0 С- температура на заборе у приема насоса; S- площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Общая длинна кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на ремонт кабеля (l р =100м):

Таблица 1.5 Основные характеристики кабелей

Число х площадь сечения жил, мм 2	Максимальные наружные размеры, мм	Номинальная строительная	Расчетная масса, кг/км	Рабочее напря- жение, В
Основное	контроль









			300 и кратн.





			100 и крат.



			100 и крат.

2. Техника безопасности и охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин электроцентробежными насосными установками - ограждение движущихся частей станка - качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин серьёзные требования предъявляются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважины, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС1-73-25, рассчитанное на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 на давление 4,0МПа.

При монтаже и эксплуатации станков - качалок предъявляются следующие основные требования техники безопасности:

1. Станок - качалку необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2. Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

3. При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсной подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20см.

4. Запрещается поворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его, подкладывая трубу, лом и др. предметы.

5. Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

6. Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка.

7. Перед пуском станка - качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц.

8. До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск автоматический».

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. электроцентробежная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя электрооборудования необходимо использовать кондуктор скважины, который должен быть связан с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, плоская, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка - качалки применяют изолирующие подставки.

Заключение

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

УЭЦН установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.

Промышленностью выпускаются насосы напор от 450-1500м.

Напор определяем по формуле:

Мощность определяем:

В результате сделанных вычислений получаем:

Насос: ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача:130

Число ступеней-260

Электродвигатель: ПЭД40-103

Заключение

Проделав эту курсовую работу, я закрепила и углубила приобретенные знания и применила их к решению конкретных теоретических и практических задач; получила дополнительные навыки работы со справочной и научной литературой.

Список литературы

1.Андреев В.В. Уразаков К.Р. «Справочник по добыче нефти и газа»-1998г

2. Основы нефтегазового дела: Учебник. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов -М.: 2003.-307с.: ил.

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -- М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000.

Размещено на Allbest.ru

Показатель

Группа установки

Поперечный размер установки,мм

Внутренний диаметр эксплуатационной

колонны,мм

Общая характеристика Хохряковского месторождения и история его освоения. Строение залежей нефти, ее свойства и состав газа. Анализ и подбор скважин, оборудованных на Хохряковском месторождении. Причины отказа оборудования и возможные пути их устранения.

дипломная работа , добавлен 10.09.2010

Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов. Структура фонда скважин. Изучение вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов, рекомендации по их устранению.

дипломная работа , добавлен 24.06.2015

Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.

курсовая работа , добавлен 25.01.2014

Виды скважин, способы добычи нефти и газа. Вскрытие пласта в процессе бурения. Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны. Общие работы по ремонту скважин. Обследование и подготовка ствола скважины. Смена электрического центробежного насоса.

учебное пособие , добавлен 24.03.2011

Геологическое строение Приразломного месторождения. Эффективность и область применения установок электроцентробежных погружных насосов. Конструктивные отличия погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения. Насосы износостойкого исполнения.

дипломная работа , добавлен 10.10.2012

Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Определение требуемого напора.

презентация , добавлен 03.09.2015

Определение конструкции скважины, числа обсадных колон, их длины и диаметра. Подбор долот; расчет колонны на прочность; расчет расхода цемента и время цементирования, количества агрегатов. Техника безопасности при бурении и эксплуатации скважины.

курсовая работа , добавлен 28.05.2015

Краткая географическая и геологическая характеристика Рогожниковского месторождения. Описание продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ работы скважин, оборудования установки погружного электрического центробежного насоса.

курсовая работа , добавлен 12.11.2015

Изучение особенностей эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми погружными насосами. Характеристика роли фонтанных труб. Освоение, оборудование и пуск в работу фонтанных скважин. Установка и основные узлы погружного центробежного электронасоса.

контрольная работа , добавлен 12.07.2013

Технология освоения скважин после интенсификации притока. Описание оборудования, необходимого для очистки призабойной зоны пласта кислотным составом. Последовательность проведения работ с применением электроцентробежных насосов. Расчет затрат и прибыли.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Сахалинский государственный университет"

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового дела

Курсовая работа

Расчет установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

Ларионов Д.Ф.

Научный руководитель

Новиков Д.Г.

Южно-Сахалинск 2015

Введение

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

3 Газосепаратор

1.4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

5 Телеметрическая система (ТМС)

1.6 Клапан сливной и клапан обратный

8 Станция управления и трансформатор

Глава 2. Расчетная часть

1 Исходные данные для расчета установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

Заключение

Список используемых источников

Введение

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м 3 /сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м 3 /сут ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3 /сут КПД насоса превышает 40%.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 1 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.

Рисунок 1 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине

Погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 с газосепаратором 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12, обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкости в скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

При работе установки насос 6 откачивает жидкость из скважины на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10. Насос 6 приводится в действие погружным электродвигателем 2, электроэнергия к которому подводится с поверхности по кабелю 17. Охлаждение двигателя 2 производится потоком скважинной продукции. Наземное электрооборудование - станция управления 19 с трансформатором 20 - предназначено для преобразования напряжения промысловой электросети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель 2 с учётом потерь в кабеле 17, а также для управления работой погружной установки и её защиты при аномальных режимах.

Допустимое по отечественным техническим условиям максимальное содержание свободного газа на входе в насос составляет 25%. При наличии газосепаратора на приёме ЭЦН допустимое газосодержание увеличивается до 55%. Зарубежные фирмы-производители УЭЦН рекомендуют применять газосепараторы во всех случаях, когда входное газосодержание составляет более 10%.

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

Модуль-секция насоса (рисунок 2) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес - 3 и направляющих аппаратов - 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.

Рисунок 2 - Схема модуля-секции насоса

Корпус; 2 - вал; 3 - колесо рабочее; 4 - аппарат направляющий;

Подшипник верхний; 6 - подшипник нижний; 7 - опора осевая верхняя; 8 - головка; 9 - основание; 10 - ребро; 11, 12, 13 - кольца резиновые.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рисунок 2) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа "нирезист".

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ" для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

3 Газосепаратор

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рисунок 3).

Рисунок 3 -схема узла газосепаратора

Головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 - направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 - основание.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии: модульный насосный-газосепаратор (МНГ) имеют предельную подачу 250¸ 500 м 3 /сут., коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рисунок 4) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530-2300 В, номинальный ток 26-122.5А.

Рисунок 4 - Схема узла электродвигателя серии ПЭДУ

Подпятник; 6 - крышка кабельного ввода; 7 - пробка; 8 - колодка кабельного ввода; 9 - ротор; 10 - статор; 11 - фильтр; 12 - основание.

Гидрозащита (рисунок 5) двигателей ПЭД 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.

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Рисунок 5 - Схема узла гидрозащиты:

а - открытого типа; б - закрытого типа. А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель;6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Первый: состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй: состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий: гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸ 250 кВт, масса 53¸ 59 кг.

5 Телеметрическая система (ТМС)

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

Система ТМС 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 герметичного цилиндрического 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 погружного датчика (ПД) используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

6 Клапан сливной и клапан обратный

Сливной клапан (рисунок 7) предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме УЭЦН из скважины.

Сливной клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.

Перед подъемом УЭЦН из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в за трубное пространство.

Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.

На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4, 5.

Рисунок 7 - Схема узла клапан сливной

Корпус; 2 - штуцер; 3 - резиновое кольцо; 4,5 - крышки.

Клапан обратный.

Обратный клапан (рисунок 8) предназначен для предотвращения обратного (турбинного) вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.

Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.

Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.

Рисунок 8 - Схема узла клапан обратный

7 Кабель

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого (рисунок 9а) (ПКБК) кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый или плоского - кабель полиэтиленовый бронированный плоский (КПБП) (рисунок 9б), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рисунок 9 - Кабели

а - круглый, б - плоский.

Жила, 2 - изоляция, 3 - оболочка, 4 - подушка, 5 - броня.

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160˚С.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸ 1800 м.

1.8 Станция управления и трансформатор

Комплектные устройства станции управления и трансформатора обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸ 125 кВт включительно.

Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Глава 2. Расчетная часть

При проведении подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

Плотность, кг/м 3:

сепарированной нефти -850

газа в нормальных условиях -1

Коэффициент вязкости, м 2 /с∙10-5

нефти - 5,1

Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки - 120

Обводненность продукции пласта, доли единицы - 0,5

Газовый фактор, м 3 /м 3 - 42

Объемный коэффициент нефти, ед. - 1,23

Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м - 2250

Пластовое давление МПа - 11,2

Давление насыщения, МПа - 5

Пластовая температура и температурный градиент, ºС - 50, 0,02

Коэффициент продуктивности, м 3 /МПа - 21

Буферное (затрубное) давление, МПа - 1,1/1,1

Размеры обсадной колонны, мм - 130

Эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5-4,1

2.2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

Подбор установки УЭЦН ведется в следующей последовательности:

Определяется плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

Рсм = (1- Г) + рг Г, (3.1)

где ρи - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м;

ρв - плотность пластовой воды;

ρг - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;- обводненность пластовой жидкости.

ρсм = ·(1-0,18)+1·0,18=771 кг/м 3

Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл-Q / Kпрод, (3.2)

где Рпл - пластовое давление, МПа;- заданный дебит скважины, м 3 /сут;

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /МПа.

Рзаб = 11,2-120/21=5.49 МПа=5,5·106 Па

Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

НДИН = Lскв - Рзаб / Рсм g. (3.3)

где: Lскв - глубина расположения пласта, м

Ндин = 2250-5,5·106/771·9,8=1523 м

Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например - Г = 0,15):

Рпр = (1 - Г) Р НАС, (3.4)

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас - давление насыщения, МПа.

Рпр = (1-0,15)·5=4.25 МПа=4,25·106 Па

Определяется глубина подвески насоса:

HДИН + Рпр / Рсм g (3.5)

электроцентробежный насос скважина погружной

L = 1523+4,25·106/771·9,8=1124 м

Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Тпл - пластовая температура, °С; Gт - температурный градиент, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124)·0,02=27,5°С

Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;- объемная обводненность продукции;

Рпр - давление на входе в насос, МПа;

Рнас - давление насыщения, МПа.

В*=0,5+(1-0,5)=1,1

Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

(3.8)

пр = 120·1,1=132 м 3 /сут=0,0015 м 3 /с

Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G - газовый фактор, м 3 /м 3 .пр = 42·=6,3 м 3 /м 3

Определяется газосодержание на входе в насос:

βвх = 1 / [(1+4,25/5) /1,1) / 6,3+1]=0,8

Вычисляется расход газа на входе в насос:

г.пр.с =132·0,8/(1-0,8)=528 м 3 /с

Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

(3.12)

где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

скв = π·d2/4,

где: d - диаметр обсадной колонны, мскв = 3,14·0,132/4=0,013 м 2

С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с

Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп=0,02 см/с при b<0,5 или Сп = 0,16 см/с при b>0,5).

φ = 0,8/=0,8

Определяется работа газа на участке "забой - прием насоса":

Рг1 = 5[-1]=2,35 МПа

Определяется работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

Величины с индексом "буф" относятся к сечению устья скважины и являются "буферными" давлением, газосодержанием и т.д.

В*буф=0,5+(1-0,5)=1,05

βбуф = 1/[((1+4,25/5)/1,05)/32,8+1]=0,95

φбуф = 0,95/=0,95

Рг2 = 5[-1]=3 МПа

Определяется потребное давление насоса:

где Ндин - глубина расположения динамического уровня;

Р6уф - буферное давление;

Рг1 - давление работы газа на участке "забой - прием насоса";

Рг2 - давление работы газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины".

По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса. [Рисунок 10 Характеристики центробежных насосов, параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97].

Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "О" (напор, мощность).ов=165 м 3 /сут=0,0019м 3 /с,

Нов=475 м, ηов=0,60, Nов=15кВт

Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

где ν - эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5; QoB - оптимальная подача насоса на воде (рисунок 10), м 3 /с.

КQν =1-4,95·0,0000410,85·0,0019-0,57=0,967

Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

Кην = 1-1,95·0,0000410,4/0,00190,28=0,8

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м 2 .

скв.к = fскв +fн,

где: fн - площадь сечения насоса, м 2 .

н =π·d2н/4,

где: dн - диаметр насоса, (Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами. Установки погружных центробежных насосов, таблица 1), м.н = 3,14·0,1242/4=0,012 м 2 скв.к =0,013-0,012=0,001 м 2

Кс = 1/=0,1

Таблица 1 - Установки погружных центробежных насосов

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

(3.20)

где QoB - подача в оптимальном режиме по "водяной" характеристики насоса, м 3 /с.= 0,0015/0,0019=0,78

Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

(3.21)

пр = 0,0015/0,0019·0,967=0,82

Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

. (3.22)

βпр =0,8·(1-0,1)=0,72

Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

KHv = 1-(1,07·0,0000410,6·0,82/0,00190,57)=1

Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см 2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова. Для наших значений эта диаграмма нам не понадобиться

Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

А = 1/=0,032

К = [(1-0,8)/(0,85-0,31·0,82)0,032]=0,2

Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

(3.25)

Н = 8,4·106/771·9,8·0,2·1=5559 м

Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

H/hcT (3.26)

где hc - напор одной ступени выбранного насоса.с =Hтабл/100,

где: Hтабл - напор (рисунок 10), м.ст =1835/100=18,35 м=5595/18,35=304

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании. Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей характеристики.

Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

(3.27)

где ηоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

η = 0,967·1·0,6=0,58

29. Определяется мощность насоса:

8,4·106·0,0019/0,58=27517 Вт=27,5 кВт

Определяется мощность погружного двигателя:

(3.29)

где: ηПЭД - КПД погружного электродвигателяПЭД = 27,5/0,54=51 кВт

Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту "тяжелую жидкость" из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).

При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.

По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - столбом тяжелой жидкости.

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.

Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где ρгл - плотность жидкости глушения, (920 кг/м 3).

Ргл = 920·9,8·2250+1,1·106+5,5·106-11,2·106=14,7 МПа

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

(3.31)

Нгл = 14,7·106/920·9,8=1630 м

Нгл>Н; 1630>475

Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

(3.32)

гл =14,7·106·0,0019/0,58=48155 Вт=48,15 кВт

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

(3.33)

ПЭД.гл = 48,15/0,54=90 кВт

Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

°С>27,5°С

[Т] - максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

где - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; d - внешний диаметр ПЭД.= 0,785·(0,132-0,1162)=0,0027м 2 = 0,0019/0,0027=0,7 м/с

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на ΔL = 10-100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ΔL зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе.

Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8-10°С выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130°С:

где b2, с2 и d2 - расчетные коэффициенты; Nн и ηд.н - номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле:

где b3 и с3 - конструктивные коэффициенты.

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.

где b5 - коэффициент .

(3.41)

Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130°С. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90°С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140°С, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

Проверка параметров кабеля и НКТ

При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.

Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:

где I - сила тока двигателя; Lкаб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); Rо - активное сопротивление 1 м длины кабеля,каб = L+50.каб = 1124+ 50=1174 м

где ρ20 - удельное сопротивление жилы кабеля при 20°С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм 2 /м; q - площадь сечения жилы кабеля, мм 2 ; α - температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; tкаб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.о = (·(1,31)·0,0195/50)10=0,53 Ом/км

∆Nкаб = 3·37,5·0,53·1174·10-3=70 кВт

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости.

где Хо - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм 2 равно 0,1·103 Ом/м; cos φ и sin φ - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86-0,9.

∆Uпуск = ·(0,53·0,86+0,1·0,6)·65·1174/100=638 В

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (3.45).

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5-6% полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости

где: λ - коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d0,3н

где: dн - диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности = 0,124 мм), мм.

λ = 0,021/0,1240,3=0,04

λ = 0,021/0,1160,3=0,07

∆Р =771·0,04·(1174·(4,1∙10-5)2/2·0,130)=0,00024 Па

При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата).

Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины.

Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3-10 мм. При значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увеличенный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования.

Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель.

Такая муфта обычно расположена в 10-20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40-50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ - погружной агрегат) без существенного увеличения потерь напора в трубах.

Последнее сечение - диаметральное сечение самого агрегата (Da) без муфты, труб и круглого кабеля.

Если габариты оборудования неприемлемы в первом и последнем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.

Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости, но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВт·А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ·А).

При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые другие условия.

КПД поверхностного оборудования для расчетов можно принимать равным примерно 0,98.

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устроиства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтяных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.

Все работы с электрооборудованием установки производится двумя работниками, причем один из них должен иметь квалификацию электрика не ниже 3 группы.

Включение и выключение установки нажатием кнопки или поворотом выключателя, расположенной на наружной стороне двери станции управления, выполняются персоналом, имеющим квалификацию не ниже 1 группы и прошедшим специальный инструктаж.

Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руководству по эксплуатации.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем, газ из скважины не мог проходить по кабелю (например по скрутке проволок в жиле) в помещении станции управления. Для этого делается металлическая коробка, в которой размещено соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к станции управления.

Все наземное оборудование установки надежно заземляется.

Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При спуско-подъемных работах скорость движения труб с кабелем не должен быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используются установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

При работах по погрузке и разгрузке оборудование установок ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться переодическим испытаниям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и электродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор, станция управления - цепями, а барабан - за свою ось четырьмя винтовыми растяжками.

Заключение

При добычи нефти на месторождениях, в процессе эксплуатации скважин, непрерывно собирается информация, используемая в контроле над разработкой, она обрабатывается, анализируется и используется для разработки геолого-технических мероприятий.

Подбором УЭЦН обычно называют выбор таких типоразмеров насоса, погружного электродвигателя с протектором, электрокабеля, автотрансформатора или трансформатора, диаметра НКТ и глубины спуска насоса в скважину, сочетание которых на установившемся режиме обеспечивает заданный отбор жидкости при наименьших затратах.

Главным направлением ГТМ, является увеличение продуктивности добывающих скважин и оптимизацию их режимов. В этом случае необходимо производить оптимальный подбор основного подземного оборудования. Оптимальный подбор означает такое соответствие характеристик скважины и подземного оборудования, при котором затраты электроэнергии на подъём скважинной жидкости к устью сведены к минимуму.

Для качественного подбора оборудования и определении режима работы скважины необходимо:

производить очистку забоя при каждом ТРС;

использовать проверенные результаты гидродинамических исследований скважин;

применять современные установки и технологии по извлечению запасов углеводородного сырья:

тщательно изучать данные по геофизическим исследованиям скважин с целью точного определения залегания продуктивных пластов.

Список используемых источников

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 с.

Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000. - 374 с.

5. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: Ил.

Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. И. Бухаленко. 2-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1990.