Отчёт по практике в ОАО ''Славнефть-Мегионнефтегаз''

 

Рис. 9. Схема добычи нефти с помощью штангового насоса.

 

 

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный  клапан; 3 - штанга; 4 - тройник; 5 - устьевой  сальник; 6 - балансир станка-качалки; 7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 - электродвигатель; 9 - головка балансира; 10 - насосные трубы.

 

 

 

 

 

 

 

Недостатками штанговых  насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в  последние годы при эксплуатации нефтяных скважин  на Мегионском месторождении все шире применяются бесштанговые насосы (погружные электроцентробежные насосы).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками.

 

 

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. 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.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для  направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным  электродвигателем, через которую  осуществляется запуск, контроль и  управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначен для  регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) эстакада, предназначенная для  укладки токоведущего кабеля от устья  скважины к станции управления УЭЦН.

 

4.1. Область применения и погружных насосов.

 

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика по дебиту 40-1000 м³/сут, по напорам 740-1800 м.

Наиболее  эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что по дебитам центробежные насосы превосходят ШСНУ, а по энергоемкости они предпочтительнее газлифта.

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

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.

Типичная  расчетная характеристика УЭЦН приведена  на рис. 10. Очевидно, что желательно подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД и минимальной потребной мощности. Также имеются установки специального назначения.

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.

 

Рис. 10. Типичная расчетная характеристика погружного центробежного насоса.

 

 

 

 

4.2. Установки погружных центробежных насосов.

 

 

В установку ЭЦН (рис. 11.) входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой 1 и насос 2; кабельная линия 3, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4, оборудование устья 6 или фонтанная арматура; станция управления 7 и трансформатор 8, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 м от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами 5. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

 

 

Рис. 10. Установка ЭЦН.

Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита  соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. На рис. 11. представлен 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. 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 перемещаться 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.

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

 

 

	Рис. 11. Погружной центробежный насос.   1 – секция верхняя с ловильной головкой; 2 – секция нижняя; 3 – муфта шлицевая; 4 – пятая опорная; 5 – корпус подшипника; 6 –аппарат направляющий; 7 –колесо рабочее; 8 – корпус; 9 – вал; 10 – шпонка; 11 – подшипник скольжения; 12 –втулка защитная; 13 – основание; 14 – сетка фильтра; 15 – муфта приводная.
	Рис. 12. Погружной электродвигатель.   1 – муфта;  2 – радиально опорный   узел; 3 – головка  верхняя      со     штепсельной колодкой; 4 – вал; 5 – турбинка   циркуляционная;   6 – статор; 7 – ротор;  8 -   подшипник    скольжения;     9 – фильтр масляный; 10 – основание с обратным клапаном.

 

 

 

Двигатель (рис. 12.) 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 и односекционный двигатель, но конструктивно эти узлы выполнены различно. Механические соединения корпусов секций – фланцевые. Валы соединяются с помощью шлицевой муфты. Электрические соединения осуществляют специальной муфтой, состоящей из полумуфт. При стыковке секций происходит их автоматическое соединение.

Гидрозащита предотвращает попадание пластовой жидкости в полость погружного электродвигателя и состоит из протектора и компенсатора.

Протектор имеет две  камеры, заполненные рабочей жидкостью электродвигателя. Камеры разделены эластичным элементом – резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями. Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки. 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 и муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК, плоский кабель КПБП и муфта кабельного ввода круглого или плоского типа.

Для работы с ЭЦН используется оборудование устья (рис. 13.). Основой его является уплотнение, герметизирующее место вывода труб и кабеля. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок.

 

 

Рис.  13.  Оборудование устья ЭЦН.   1 – крестовик; 2 – разрезной фланец; 3 – тройник; 4 – кабель; 5 – разъемный конус.

4.3. Эксплуатация скважин погружными электронасосами.

 

В нее входят монтаж, обслуживание и ремонт установок погружных центробежных электронасосов.

Перед монтажом УЭЦН необходимо подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Затем в обсадную колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м, спускают и поднимают специальный шаблон, диаметр которого несколько больше максимального диаметра погружного агрегата. При этом тщательно центрируют вышку или мачту относительно устья скважины.

Перед монтажом установки  подводят линию электропередач напряжением 380 В от силового трансформатора до скважины.

На базе предприятия предварительно осматривают и проверяют все оборудование УЭЦН в соответствии с инструкцией по эксплуатации. По окончании подготовительных работ все секции насоса, гидрозащиту, двигатель и муфту кабельного ввода закрывают защитными крышками с уплотнительными кольцами

Станцию управления испытывают на холостом ходу с проверкой электрического соединения аппаратов и их работоспособности

Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. Сборка агрегата проводится при соблюдении максимальной чистоты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата запрещается. Порядок монтажа определяется инструкцией завода-изготовителя.

Монтаж заканчивают  установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из затрубного пространства, установкой на выходном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.

В процессе  эксплуатации  погружные  электронасосы   требуют постоянного ухода за ними.   Устройство  станции   управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме.

Наблюдение за работой погружного агрегата состоит в следующем:

1. Замер подачи насоса не реже 1 раза в неделю.

2. Замер   напряжения   и   силы   тока  электродвигателя   при спуске установки, а также еженедельно.

3. Подбор  ответвлений   трансформатора   (автотрансформатора) для установки минимального тока,  потребляемого двигателем.

4. Подъем агрегата при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм и ниже.

5. Подъем агрегата при отключении устройства контроля за и изоляцией после предварительного замера сопротивления изоляции системы кабель -двигатель. 

6. Повторный спуск при  отключении  установки  только после   измерения   сопротивления   изоляции   системы   кабель – двигатель.

7. Периодическая очистка аппаратуры станции управления от пыли и грязи, подтягивание ослабевших  и зачистка подгоревших контактов, проверка затяжки болтов на вводе, выводе и перемычках трансформатора или автотрансформатора (обесточенных).

8. Устранение всех других неисправностей  аппаратуры согласно инструкции по эксплуатации.

При невозможности ликвидировать  неполадки установки в процессе эксплуатации необходимо поднять погружной агрегат в соответствии с инструкцией по ее демонтажу.