Оборудование для эксплуатации скважин
Оборудование для эксплуатации скважин » СтудИзба
Лекция 4
«Оборудование для добычи НиГ»
Оборудование для эксплуатации скважин
насосами с механическим приводом
В основу рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование обычного насоса спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Весь комплекс оборудования называют штанговой насосной скважинной установкой (ШСНУ). Основные её параметры: подача – количество жидкости в ед. времени, развиваемое давление – с учетом глубины скважины и пластового давления, КПД ШСНУ и надежность, масса установки. Рациональная область применения ШСНУ: подача – 100 ¸120 м3/сут., глубина подвески 1500¸ 1800 м.
1. Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы
Насосная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного оборудования.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, двигающихся возвратно-поступательно.
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных резьбовыми соединениями. Колонна НШ передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.
Скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой жидкости.
Колонна НКТ служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание по весу скважинного насоса.
Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, обеспечивает её соединение с нефтепромысловым коллектором, фиксирует верх колонны НКТ.
Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить газовые и песочные якори, отсекатели пласта.
Штанговый скважинный насос представляет собой насос одинарного действия. Состоит из цилиндра, соединенного с колонной НКТ; плунжера соединенного с колонной штанг, нагнетательного клапана установленного на плунжере и всасывающего установленного в цилиндре.
Схемы штанговых трубных насосов
1- кожух клапана; 2 – муфты; 3 – втулки; 4 – кожух; 5 – плунжер; 6 – выходной клапан; 7 – захват клапана; 8 – крестовина; 9 – выходной клапан
При работе ШСНУ энергия от эл. двигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение вала редуктора через балансир с головкой в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, которая по колонне НКТ двигается вверх – происходит её откачивание. В это время впускной всасывающий клапан открыт и жидкость заполняет объем цилиндра насоса над плунжером. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный открывается, и жидкость перетекает в надплунжерное пространство.
2. Приводы штангового скважинного насоса
Привод ШСН состоит из силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, накатов, блоков; гидравлическим – с использованием гидро- и пневмоцилиндров. Собственно привод включает двигатель и передачу.
Выполнение функции создания оптимального режима работы приводного двигателя возлагается на уравновешивающее устройство, которое накапливает потенциальную энергию колонны штанг при ходе её вниз и отдает при ходе вверх. Мощность двигателя приводящего в действие неуравновешенную установку в 4¸12 раз больше мощности двигателя установки полностью уравновешенной. Приводы ШСН делятся по max нагрузке в точке подвеса штанг, по длине хода точки подвеса штанг, по величине потребляемой мощности.
3. Штанговые скважинные насосы
ШСН приводится в действие колонной штанг и работает в условиях абразивной среды, химически активных веществ, больших температур. Основной задачей в области конструирования насосов является увеличение их надежности и повышение эксплуатационных показателей.
По способу крепления в колонне НКТ насосы делятся на невставные (трубные) и вставные. Цилиндр трубного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Цилиндр вставного насоса спускается внутри труб по колонне штанг и монтируется с помощью специального замкового устройства. Это позволяет менять насос без подъема НКТ.
Основные схемы трубных насосов Основные схемы вставных насосов
Основные узлы насоса следующие:
Цилиндр – может быть изготовлен из одной трубы и собран из отдельных втулок. Каждая из конструкций имеет свои преимущества и недостатки: цилиндр из цельной трубы трудно изготовить, он дорогой, но зато удобен в эксплуатации. Цилиндр собранный из втулок – дешевле в изготовлении, однако в процессе эксплуатации его соосность нарушается.
Конструкция плунжеров скважинных насосов
а – гладкий; б – с кольцевыми канавками; в – с винтовой канавкой; г – пескобрей.
Плунжер – представляет собой трубу, наружная рабочая поверхность которой обработана с высокой чистотой и точностью.
Манжетный плунжер
1- корпус плунжера; 2 – резиновой кольцо; 3 – набухающие резиновые кольца.
Нагнетательный клапан. Основой конструкций нагнетательных и всасывающих клапанов является седло клапана и шарик. Седла клапанов изготавливаются из стали марок 30Х13, 35Х18 или твердого сплава ВК68.
Клапанные узлы скважинных насосов
а—насоса НГН1; б—насоса НГН2, в — насоса НГНЗ; 1— корпус, 2 — стакан- 3 — шарик, 4 — седло; 5 — наконечник-конус; г — конструкция Костыченко
Шаровые клапаны
а – с буртом; б – с гладкой наружной поверхностью
4. Насосные штанги и трубы
Колонна штанг обеспечивает кинематическую связь силового органа с плунжером скважинного насоса. Колонна штанг работает в очень тяжелых условиях она подвергается действию циклически изменяющейся нагрузки: в верхней части пульсирующая, в нижней – знакопеременная, она погружена в корозиоактивную жидкость. Её боковые поверхности изнашиваются за счет искривления скважины и абразивного износа.
Конструкция насосных штанг и муфт
Требуемая долговечность колонны штанг достигается улучшением конструкции колонны, применением хороших технологий изготовления штанг, использованием прочных сталей, обеспечением легкого режима эксплуатации.
Расчет колонны штанг сводиться к определению величины и характера изменения нагрузки на них, выбора расчетной формулы соответствующей условиям работы штанг и определению допускаемых напряжений, обуславливающих надежную работу колонны штанг. расчет колонны штанг производится либо по эмпирическим формулам, либо по специально составленным таблицам, либо по номограммам. Насосные штанги выпускаются диаметрами: 12, 16, 19, 22, 25 мм. Средняя длина штанг 8м. Резьба штанг накатывается. Штанги и муфты делаются из Ст.40 для легких условий работы, для сложных условий – из легированных сталей с последующим поверхностным упрочнением.
Существуют трубчатые штанги. Их использование уменьшает металлоемкость внутрискважинного оборудования за счет исключения колонны НКТ, уменьшает пиковые нагрузки в точке подвеса за счет увеличения плавучести колонны штанг. Позволяет проведение некоторых технологических операций. Однако их производство сложнее и металлоемкость и стоимость больше. В ШСНУ применяются НКТ с гладкими и высаженными наружу концами групп прочности К, Е, Л, Н, на трубах и муфтах резьба a–600, конус 1:16.
Схема установки с трубчатыми штангами
1 — канатная подвеска; 2 — узел крепления штанг; 3 — трубчатая штанга; 4 — боковой отвод; 5 — фланцевое соединение; 6 — гибкий шланг; 7 — коллектор
5. Оборудование устья насосных скважин
Оборудование устья насосных скважин предназначено для герметизации внутренней полости НКТ и эксплуатационной колонны, состоит:
· Крестовик для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства;
· Устьевой сальник с шаровой головкой для уплотнения сальникового штопа скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Сальник устьевой
studizba.com
Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин
Газлифтную добычу нефтегазовых ресурсов можно рассматривать как более прогрессивную альтернативу традиционного метода фонтанной разработки скважин. Его отличают элементы пассивного извлечения целевых материалов, чему способствует энергия газа. Данная особенность газлифтной эксплуатации скважин обуславливает и специфику технической организации процесса добычи, что напрямую отражается в характеристиках применяемого оборудования.
Принципы добычи в газлифтных скважинах
Технология предполагает выполнение подъема пластовой воды или нефти из канала за счет избыточного давления в скважине, которое создается газами. При этом требуется и подключение активных смесей – в частности, сжатого компрессорным способом попутного газа. В некоторых месторождениях активным агентом выступает и воздух, находящийся под естественным давлением. Использование компрессора – опционально. Его введение в технологический процесс во многом зависит от требований к объемам добычи и мощностей используемого оборудования. В любом случае главный функциональный принцип газлифтного способа эксплуатации скважины заключается в обеспечении процесса газирования жидкостного ресурса. Давление в скважине по мере наращивания газификации будет снижаться, поэтому может требоваться искусственное (компрессорное) сжатие смеси для повышения давления. Объем притока на поверхности напрямую зависит от текущих параметров газлифта, которые могут регулироваться рабочей оснасткой.
Отличия от эксплуатации фонтанных скважин
По большому счету газлифт является тем же фонтанным методом добычи, но с дополнительным стимулятором движения потоков. Активный газ направляется с поверхности по стволу скважины к башмаку, где и происходит эффект обогащения, снижающий усилия, требуемые для подъема ресурса. Очевидно, что такое решение нуждается в подключении дополнительных мощностей – в том числе функции насосного оборудования. Более того, в некоторых конфигурациях требуется и обустройство отдельного канала подачи газа. Но есть и принципиальные факторы, при которых становится невозможна эксплуатация скважины фонтанным способом. Газлифтный метод добычи является безальтернативной заменой фонтанному в следующих случаях:
- При высокой температуре жидкости.
- При высоком газосодержании добываемого ресурса.
- При наличии песка в забое.
- При наличии солевых отложений и парафина.
Иными словами, все, что осложняет эксплуатацию насосного оборудования при обслуживании скважины, в разной степени обуславливает потребность в дополнительной стимуляции подъема жидкостного ресурса.
Технология применения газовоздушных смесей
Запуск воздуха в скважину с жидкостью способствует формированию устойчивой эмульсии, но этого недостаточно для последующих операций с ресурсом. Обычно в комбинации добавляются поверхностно-активные вещества для подогрева и поддержания отстоя. В процессе сепарации уже на поверхности после извлечения раствора создаются условия для предотвращения пожара, поскольку газовоздушные эмульсии легко воспламеняются. Что касается газовой составляющей, то чаще всего применяют углеводородные смеси. Это решение оправдано с экономической и технологической точек зрения. Дело в том, что газлифтная эксплуатация скважин с углеводородным включением требует меньше ресурсов для обеспечения процессов расслоения и сепарации. На поверхности обогащенная жидкость сама по себе разделяется на кондиционную чистую нефть и газ, что объясняется незначительным содержанием кислорода в составе. Отработанный углеводород в дальнейшем собирается в специальном резерве и утилизируется. В зависимости от качества этого газа, он может быть применен для получения нестабильного бензина.
Устройство применяемого оборудования
Инфраструктурную основу эксплуатации скважины образует затрубная оснастка, непосредственно трубы и насосы. Данная система обеспечивает возможность перетока жидкости внутри ствола и ее дальнейший подъем. Столб поднимаемой жидкости регулируется запорной арматурой с клапанами на нескольких уровнях. Управляя этой оснасткой, оператор может снижать или увеличивать мощность перетока в зависимости от текущих параметров газификации ресурса, которые естественно влияют на интенсивность подъема. При эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин может использоваться и аппаратура для измерения рабочих показателей. В частности, применяются манометры для определения давления и многофункциональные аппараты для учета гидростатических и температурных показателей. В большей степени наличие данных устройств продиктовано соображениями безопасности, но знание величины давления необходимо как фактор регуляционного процесса. В системах с автоматическим управлением манометры могут без участия оператора влиять на изменение параметров движения перетока. Такая схема применяется в условиях высокотехнологичной промышленной разработки месторождений, где в обязательном порядке также ведется учет дебита.
Подготовка оборудования к работе
К рабочему процессу допускаются трубы и клапаны с сопутствующей оснасткой, которые в принципе способны работать в условиях проектных величин давления. Например, клапаны по результатам предварительного расчета проходят специальные испытания на стендах, где оценивается четкость их срабатывания и устойчивость к механическим нагрузкам. Вся технологическая оснастка подвергается гидравлическим испытаниям с нагрузками, в которых будет осуществляться эксплуатация газлифтной скважины с конкретными характеристиками. На этом этапе подготовки главным параметром проверки выступает герметичность оборудования.
Организация эксплуатационного процесса
После успешного проведения испытаний оборудование направляется в скважину. На фланце колонной головки фиксируется крестовина монтажной арматуры. Далее в ствол погружаются следующие компоненты технической инфраструктуры:
- Пакер с ниппелем.
- Непосредственно ниппель.
- Скважинная камера (в сборе с клапанами).
- Запорная арматура.
На завершающем этапе выполняется монтаж наземной арматуры с опрессовочным оборудованием и техникой для сепарации и отвода газа. После подключения насоса осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с последующей подачей рабочего агента. С этого момента начинается постоянный контроль состояния клапанов и давления в камерах скважины. Когда жидкость поднимется до первого рабочего клапана, оборудование автоматически переводится на установившийся режим добычи.
Скважинная камера и ее разновидности
Данное функциональное устройство представляет собой сварную конструкцию, содержащую ниппель, рубашку, направляющие элементы и карман. Ее основу составляет овальная труба с окном, к которому приваривается карман. В этой же части располагаются и направляющие для перетока. Ниппель, который находится внутри верхнего окончания рубашки, предназначен для фиксации направления газлифтного кармана с клапаном. В системе эксплуатации газлифтной скважины камера занимает место под насосно-компрессорными трубами – ее точечно позиционируют под текущий уровень жидкости. На практике используются камеры разных типов, которые отличаются по конструкционному устройству, способу установки и наличию дополнительной регулирующей оснастки.
Эксплуатация скважинной камеры
Перед вводом в рабочий процесс камера подвергается осмотру и проверке на герметичность входных отверстий. В некоторых конфигурациях предварительно осуществляется стыковка данного устройства с трубами скважины через резьбовые соединения. Для подачи газа через камеру к боковым отверстиям на корпусе подключаются специальные патрубки с клапанами. В процессе эксплуатации оборудования для газлифтной скважин посредством установленных патрубков и сильфона производится газировка нефтяного ресурса уже на уровне забоя до нужного коэффициента. По мере подъема жидкости интенсивность подачи газа может меняться посредством регуляции положения клапанов. На случай аварии или после полного прекращения газификации нефти в карманах камеры монтируется глухая пробка.
Устройство газлифтных клапанов
В данном случае клапан выступает центральным регулирующим звеном, обеспечивающим функцию регуляции процесса обогащения жидкости газом. Конструкция данного элемента достаточно простая – ее основу формирует комбинация шток-седло и крепежное приспособление. При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин может применяться и обратный клапан. Данная модификация содержит в конструкции корпус и запорный наконечник, предназначенный для полного прекращения перетока. В отличие от пробки, обратный клапан не меняет положение своей конструкции и в зависимости от текущих нужд может открываться для обратного хода жидкости.
Принцип работы газлифтных клапанов
В нормальном состоянии клапан удерживает выходные отверстия камеры, постоянно находясь под давлением газожидкостной смеси определенной величины. По мере повышения до установленного показателя сильфонной нагрузки происходит автоматическое открытие клапана. Он выпускает массу рабочего агента в жидкость, сохраняя этот режим до момента, пока нагрузка вновь не опустится до намеченного уровня. Также функция клапанов при эксплуатации газлифтных нефтяных скважин может регулироваться давлением нагнетательного газа с обратной стороны. В такой системе применяется неуравновешенная схема управляемой запорной арматуры.
Заключение
Использование традиционного способа эксплуатации фонтанных скважин считается оптимальным решением в большинстве случаев разработки месторождений. Его техническая организации не требует подключения сложного оборудования, но в условиях планомерной добычи на крупных месторождениях данная система нерациональна. В свою очередь, добыча в газлифтных скважинах с периодической эксплуатацией демонстрирует технико-экономическую эффективность на промыслах, где отмечается снижение дебита на уровне менее 50 т/сут. Оправданность применения этого метода обуславливается более совершенной системой регуляции добычи за счет контроля интенсивности подъема ресурса. Возможность управления перетоками требует больших технико-энергетических вложений, но даже в условиях повышения организационных затрат газлифтные скважины оказываются более эффективными.
fb.ru
Оборудование для бесштанговой эксплуатации скважин.
Оборудование для бесштанговой эксплуатации скважин.
Главной отличительной особенностью бесштанговых глубинных насосов (БШГН) является отсутствие механической связи между наземным приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.
Наиболее обширную и потому первую группу в классе бесштанговых насосов составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Ко второй группе относятся установки электродиафрагменных насосов (УЭДН), в которых подача жидкости производится колеблющейся гибкой диафрагмой. Область их использования - малодебитные скважины.
Третью группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти в настоящее время незначительна.
Четвертую группу составляют установки гидропоршневых насосов (УГПН), они получили пока ограниченное применение на Российских промыслах.
Пятую группу составляют установки струйных насосов (УСН), разработанные и испытанные в настоящее время на промыслах.
Рассмотрим каждую из перечисленных групп бесштанговых насосов.
УЭЦН
Установка предназначена для подъема жидкости с содержанием в ней воды на более 99%, механических примесей не более 0,01%, с температурой не более 90 оС. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей 0,05%. Средний дебит установки составляет 100…500 м3/сут., дебит 40-1000 м3/сут, напор насоса от 550 м и выше (550-1800 м – отечественные насосы).
К подземному оборудованию относятся:
а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН)
б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса
в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора
г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД
д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность
е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НК'Г через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя
ж) клапан сливной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.
К наземному оборудованию относятся:
а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля
б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН
в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД
г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях.
1-компенсатор, 2-погружной электродвигатель ПЭД, 3-протектор, 4-ЭЦН, 5-плоский кабель, 6-обратный клапан, 7-сливной клапан, 8-стальные пояса, 9-круглый кабель, 10-колонна НКТ, 11-устьевое оборудование, 12-станция управления, 13-трансформатор
Отечественная промышленность освоила и в настоящее время выпускает более 300 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр.
Например, УЭЦНМ5 - 125 - 1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, М - модульного исполнения, 5 - группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м3/сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, И в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или износостойкое исполнение.
Типоразмеры Российских УЭЦН приведены в таблице.
ЭЦН
Электроцентробежный насос (ЭЦН) является основным узлом установки. В центробежном насосе перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления.
Поскольку ЭЦН - центробежный насос, созданный для эксплуатации нефтяных скважин, это повлекло за собой ряд конструктивных особенностей, присущих только этому классу насосов, а именно:
а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин;
б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров;
в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.
Основными конструктивными элементами ЭЦН являются:
рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники.
Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно выполнено в виде двух дисков - переднего (по ходу жидкости) с отверстием большого диаметра в центре и заднего - сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал.
Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготовляют из легированного чугуна, полиамидной смолы, углепластика и других материалов.
Направляющий аппарат предназначен для изменения направления потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленных неподвижно в корпусе насоса. Лопасти направляющего аппарата направлены противоположно от лопастей рабочего колеса.
Рабочее колесо, совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4-7 м.
Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть, достигать 1,5-2 км. и более, можно рассчитать потребное количество ступеней для конкретного насоса.
Таким образом, электроцентробежный насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как в один корпус большое количество ступеней установить невозможно.
Ступень насоса: 1-вал, 2-шпоночный паз, 3-шайба, 4-рабочее колесо, 5-направляющий аппарат
Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам. Представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Длина и диаметр вала регламентируется габаритами насоса. Вал ЭЦН работает в весьма жестких условиях, так как имеет небольшой диаметр (17-25 мм), значительную длину (до 5000 мм) и несет не себе большое количество рабочих колес (до 300).
Материалом для валов являются легированные стали.
Валы отдельных секций насоса, а также его модулей соединяются с помощью шлицевых муфт.
Опорами вала являются радиальные подшипники скольжения, установленные верхней и нижней части корпуса.
Ротор насоса - собранные на валу и вращающиеся вместе с ним рабочие колеса.
Корпус насоса - специальная труба, диаметры которой у современных насосов составляют 86,92,103 и 114 мм, а длина зависит от числа собранных в ней ступеней.
Корпус сверху заканчивается резьбой, с помощью которой он присоединяется к колонне НКТ, и ловильной головкой, обеспечивающей захват насоса при его падении в скважину.
Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для соединения с очередной секцией или протектором. Новые насосы соединяются со своими узлами с помощью быстро сборных байонетных соединений.
Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, расположенным в нижней части насоса, представляющим набор колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты изменилась и функция сальника, которая теперь сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.
Кроме того, соединяемые между собой на резьбе части корпуса насоса снабжены уплотнительными кольцами круглого сечения.
Гидравлическая пята предотвращает движение ротора насоса от действия силы, направленной вниз, возникающей при выбросе жидкости. Защищает вал от осевых усилий.
Принцип действия насоса.
Насос работает следующим образом.
Скважинная жидкость через сетку фильтра поступает в полость направляющего аппарата, а затем - в рабочее колесо. Далее движение жидкости следует по такой же схеме: «аппарат - колесо».
На выходе из последнего рабочего колеса жидкость приобретает необходимый напор и выбрасывается в корпус модуля, а затем в головку и присоединенные к ней НКТ.
Маркировка:
ЭЦНС5 - 125 - 1200 обозначает: Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, С - секционного исполнения, 5 - группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м3/сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, И в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или износостойкое исполнение.
ПЭД
В качестве привода электроцентробежного насоса используется асинхронный маслонаполненный электродвигатель с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.
Отечественная промышленность освоила выпуск 18 типов ПЭД мощностью от 12 до 300 кВт, с диаметрами корпусов 96,103,117, 123, 130 мм для колонн диаметром 112; 121,7; 123,7; 144,3; 148,3 мм.
Основными узлами ПЭД являются статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной (наземной) конструкции.
Положение ПЭД в скважине - вертикальное, поэтому нормальная его работа обеспечивается опорной пятой и подшипниками скольжения, расположенными на валу и фиксируемыми в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.
Напряжение на обмотку статора подается через специальный герметичный кабельный ввод.
Погружной двигатель имеет следующую маркировку:
ПЭДС90-117МВ5
что означает: П - погружной, Э - электрический, Д - двигатель, С - секционный, 90 - мощность в кВт, 117-диаметр корпуса в мм, М - модульное исполнение, В - климатическое исполнение, 5-диаметр обсадной колонны (дюймы).
Погружной электродвигатель:
1 - шлицевая муфта; 2 - головка; 3 - пята; 4 - подпятник; 5 - колодка кабельного ввода; 6 - турбинка; 7 - радиальные подшипники скольжения; 8 - статор; 9 -пакет магнитных жестей; 10 - ротор; 11 - вал; 12 - корпус; 13 - масляный фильтр; 14-основание.
Система гидрозащиты
Под гидрозащитой понимают устройства, противодействующие проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсирующие температурное расширение масла в ПЭД.
Промышленность выпускает гидрозащиту, состоящую из двух узлов -компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД).
Компенсатор служит для передачи давления скважинной жидкости в ПЭД и компенсации расхода масла.
Представляет собой эластичную резиновую диафрагму, сообщающуюся с
полостью ПЭД со скважиной через канал. При этом на нее
воздействует скважинное давление, передающееся в полость ПЭД
через канал, что исключает возникновение перепада давлений
между скважиной и полостью ПЭД, и защищает его от пластовой
жидкости.
Протектор выполняет функцию защитной камеры со стороны насоса за счет наличия в нем торцового уплотнения, предотвращающего переток жидкости. Узел гидропяты обеспечивает разгрузку осевых сил со стороны насоса, а диафрагменные полости, заполняемые маслом, сообщаются с двигателем. Они компенсируют расход масла, защищают ПЭД от попадания пластовой жидкости.
infourok.ru
Насосный способ эксплуатации скважин » СтудИзба
4.3 насосный способ эксплуатации скважин
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).
4.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 0С.
Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16.3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м. ШСНУ включает:
Ø Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
Ø Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.
Штанговая глубинная насосная установка (Рисунок 4.4) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.
Рисунок 4.4 — Схема установки штангового скважинного насоса
Штанговые скважинные насосы
По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (Рисунок 4.5, 4.6).
У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности.
Рисунок 4.5 — Насосы скважинные вставные
1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.
Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.
В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного.
Рисунок 4.6 — Невставные скважинные насосы
1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель
Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.
Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.
Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах (Рисунок 4.7). Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации.
Рисунок 4.7 — Насосная штанга и соединительная муфта
Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1.2; 1.5; 2 и 3 м.
Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42 мм, толщина 3.5 мм).
Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.
Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение — полуэллипсное).
Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.
Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ (Рисунок 4.8).
Рисунок 4.8 — Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки
1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 — тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток, 8 — головка сальника, 9 — сальниковая набивка
Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.
Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.
Станок-качалка (Рисунок 4.9) является индивидуальным приводом скважинного насоса.
Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.
Рисунок 4.9 — Станок-качалка типа СКД
1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска
Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).
За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.
4.3.2 Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электронасосов УЭЦН.
Погружные центробежные электронасосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.
Погружные центробежные электронасосы — это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Погружные центробежные электронасосы опускаются в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка погружного центробежного электронасоса (Рисунок 4.10) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.
Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции погружного центробежного электронасоса соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УЭЦН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Обеспечивают подачу 10 ÷ 1300 м3/сут и более напором 450 ÷ 2000 м вод.ст. (до 3000 м).
Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УЭЦН составляет 114.7 т/сут, а УШСН — 14.1 т/сут.
Рисунок 4.10 — Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса
Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) — обычного исполнения.
Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А — 103 мм и группа 6 — 114 мм.
Пример условного обозначения — УЭЦНМК5-50-1200, где У ‑ установка; Э ‑ привод от погружного электродвигателя; Ц ‑ центробежный; Н – насос; М ‑ модульный; К – коррозионно-стойкого исполнения; 5 – группа насоса; 50 ‑ подача, м3/сут; 1200 – напор, м.
Электродвигатели в установках применяются асинхронные, 3 фазные с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения ПЭД40-103 — обозначает: погружной электродвигатель, мощностью 40 кВт, диаметром 103 мм. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим для охлаждения и смазки.
Для погружных электродвигателей напряжение составляет 380-2300 В, сила номинального тока 24,5÷86 А при частоте 50 Гц, частота вращения ротора 3000 мин–1, температура окружающей среды +50÷900С.
Модуль-секция насос — центробежный многоступенчатый, секционный. Число ступеней в насосном агрегате может составлять от 220 до 400.
При откачке электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напора, подачи и кпд, а возможен и полный срыв работы насоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.
Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабочие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь закачивается с помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под действием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство, а жидкость — поступает по пазам переводника на прием насоса.
Применение газосепараторов позволяет откачивать центробежными насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55 %.
Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными насосами
Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации УЭЦН (рисунок 4.11), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну.
В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 6 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.
Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.
Рисунок 4.11 — Арматура устья скважины, оборудованной УЭЦН
studizba.com
