Файл: Основные сведения о разработке нефтяных и газовых залежей.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 116
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Малый диаметр корпуса двигателя обусловлен необходимостью размещения его в скважине, большая длина — достижением нужного крутящего момента. Для создания двигателей большой мощности используют двигатели секционного исполнения, состоящие из верхней и нижней секций, собираемых на устье скважины перед спуском в скважину. Соединяют секции с помощью фланцев, при этом автоматически соединяются полумуфты электрического соединения, обеспечивающего последовательное включение обмоток.
Гидрозащита погружного насоса служит для предотвращения проникновения во внутреннюю полость электродвигателя пластовой жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемого между двигателем и насосом, и компенсатора, присоединенного к основанию двигателя.
Протектор (рис. 11.14) состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцовыми уплотнениями. Вал протектора установлен на трех подшипниках, воспринимающих радиальную нагрузку, и опирается на гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые усилия.
В нижней части протектора расположен обратный клапан для выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспортировке клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачивать перед спуском агрегата в скважину.
Компенсатор (рис. 11.15) представляет собой стальной корпус (внутри которого размещена эластичная диафрагма), заполненный рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной через несколько отверстий.
48
Рис. 11.16. Оборудование устья установки ЭЦН:
1 — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета
Компенсатор имеет пробки для заправки его полости рабочей жидкостью.
Кабель для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю соединяется с двигателем при помощи специальной муфты. Поскольку диаметр погружного агрегата больше диаметра колонны подъемных труб, применяют кабель двух типов — состоящий из скрученных жил, располагающейся вдоль колонны труб, и плос
кий — у погружного агрегата. Применяют кабели, состоящие из одно- или многопроволочных жил, изолированных двумя слоями полиэтилена и защищенных эластичной подушкой и металлической броней. Кабель крепится к колонне НКТ и погружному агрегату с помощью специальных хомутов.
Оборудование устья предназначено для герметизации внутренней полости НКТ, затрубного пространства, пропуска ка-
50
беля из кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, удержания колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважины. Оно состоит (рис. 11.16) из корпуса, в котором располагается муфтовая подвеска, обеспечивающая удержание колонны подъемных труб, манжет, уплотняющих ввод в скважину силового кабеля и обеспечивающих его герметизацию.
Муфтовая подвеска труб смещена относительно центра скважины, что позволяет расположить кабель возможно дальше от стенки эксплуатационной колонны и уменьшить его повреждения.
Оборудование устья имеет боковой и вертикальный стволы, оборудованные пробковыми кранами и вентилем.
Станция управления предназначена для управления установкой и обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установкой с диспетчерского пункта, подключение программного реле времени, самозапуск электродвигателя с заданной выдержкой времени после появления напряжения, отключение двигателя при появлении в цепи тока короткого замыкания, перегрузке его или падении напряжения в сети, управление двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского пункта, программного реле времени или электроконтактных манометров, отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже определенной величины.
Рис. 11.15. Компенсатор:
1 — каркас; 2 — пробка; 3 — клапан; 4 — корпус; 5 — диафрагма
Трансформатор служит для обеспечения требуемого напряжения, подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого напряжения
, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоочистителем. На стороне обмоток высокого напряжения имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечивающих подачу необходимого напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой характеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы со скважиной.
УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину,, соответствующую погружению агрегата, под динамический уровень жидкости, при котором содержание газа, выделяющегося из пластовой жидкости, не превышает определенного предела, обеспечивающего устойчивую работу насоса.
При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и воду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после длительной остановки в результате обесточивания электросети сначала установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда установится приток жидкости в скважину, насос начинает подавать смесь воды, нефти и газа в характерной для скважины пропорции.
Попав в центробежный насос, смесь превращается по мере про-
хождения его ступеней в эмульсию, которая поднимается по колонне подъемных труб на поверхность.
По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации, начинается кристаллизация парафина, который откладывается на стенках подъемных труб. При определенных условиях парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны, ниже приема насоса.
Отложению парафина способствует уменьшение скорости движения жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока жидкости. Скорость движения жидкости при заданной подаче насоса определяется диаметром труб, и при возможности отложения парафина их следует выбирать возможно меньшего диаметра. Неравномерность потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь интенсивным выделением растворенного газа при подходе к устью скважины. В результате непре
рывное движение газожидкостной смеси превращается в последовательное перемещение порций жидкости и газа, что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения подобного режима работы подъемника на устье скважины необходимо поддерживать буферное давление не менее 0,2—0,5 МПа, что достигается установкой штуцера соответствующего диаметра или же предопределяется режимом работы системы промыслового сбора продукции скважин. Как правило, буферное давление при использовании герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин составляет 0,3—4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения подачи насоса в тех случаях, когда она превышает дебит скважины, рассчитанный исходя из условий эксплуатации месторождения в целом.
Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода установки из строя, а следовательно, необходимости в подземном ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической части погружного агрегата.
Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже определенного уровня. Пробой изоляции происходит мгновенно в результате механического повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто проникновение жидкости через изоляцию происходит в месте присоединения кабеля к электродвигателю, реже — в результате проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя.
При снижении сопротивления изоляции в результате ее старения ниже определенного предела следует прекратить эксплуатацию установки, так как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию отдельных элементов электрической цепи, что, в свою очередь, ведет к усложнению и удорожанию ремонта установки.
52
Неисправности в механической части погружных установок могут быть связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызванным некачественной сборкой агрегата на скважине перед его спуском — перекосом во фланцевом соединении двигателя с протектором, протектора с насосом. В подобных случаях заклинивание обнаруживается при пуске установки. Если заклинивание
произошло в результате изнашивания подшипников насоса и протектора, то оно происходит после определенного периода эксплуатации насоса.
Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на продолжительную работу, которая достигает 12—20 мес при благоприятных условиях эксплуатации и 3—4 мес при неблагоприятных — высокой температуре пластовой жидкости, большом содержании воды и механических примесей и т. п.
Наиболее частыми причинами снижения или полного прекращения подачи жидкости являются следующие:
недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;
недостаточный напор насоса;
дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив жидкости через случайно сломанный штуцер сливного канала и другие дефекты колонны;
засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком, парафином или отложениями солей.
Все перечисленные причины устраняются при проведении подземного ремонта скважины.
Гидрозащита погружного насоса служит для предотвращения проникновения во внутреннюю полость электродвигателя пластовой жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемого между двигателем и насосом, и компенсатора, присоединенного к основанию двигателя.
Протектор (рис. 11.14) состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцовыми уплотнениями. Вал протектора установлен на трех подшипниках, воспринимающих радиальную нагрузку, и опирается на гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые усилия.
В нижней части протектора расположен обратный клапан для выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспортировке клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачивать перед спуском агрегата в скважину.
Компенсатор (рис. 11.15) представляет собой стальной корпус (внутри которого размещена эластичная диафрагма), заполненный рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной через несколько отверстий.
48
Рис. 11.16. Оборудование устья установки ЭЦН:
1 — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета
Компенсатор имеет пробки для заправки его полости рабочей жидкостью.
Кабель для подвода электроэнергии к погружному электродвигателю соединяется с двигателем при помощи специальной муфты. Поскольку диаметр погружного агрегата больше диаметра колонны подъемных труб, применяют кабель двух типов — состоящий из скрученных жил, располагающейся вдоль колонны труб, и плос
кий — у погружного агрегата. Применяют кабели, состоящие из одно- или многопроволочных жил, изолированных двумя слоями полиэтилена и защищенных эластичной подушкой и металлической броней. Кабель крепится к колонне НКТ и погружному агрегату с помощью специальных хомутов.
Оборудование устья предназначено для герметизации внутренней полости НКТ, затрубного пространства, пропуска ка-
50
беля из кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, удержания колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважины. Оно состоит (рис. 11.16) из корпуса, в котором располагается муфтовая подвеска, обеспечивающая удержание колонны подъемных труб, манжет, уплотняющих ввод в скважину силового кабеля и обеспечивающих его герметизацию.Муфтовая подвеска труб смещена относительно центра скважины, что позволяет расположить кабель возможно дальше от стенки эксплуатационной колонны и уменьшить его повреждения.
Оборудование устья имеет боковой и вертикальный стволы, оборудованные пробковыми кранами и вентилем.
Станция управления предназначена для управления установкой и обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установкой с диспетчерского пункта, подключение программного реле времени, самозапуск электродвигателя с заданной выдержкой времени после появления напряжения, отключение двигателя при появлении в цепи тока короткого замыкания, перегрузке его или падении напряжения в сети, управление двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского пункта, программного реле времени или электроконтактных манометров, отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже определенной величины.
Рис. 11.15. Компенсатор:
1 — каркас; 2 — пробка; 3 — клапан; 4 — корпус; 5 — диафрагма
Трансформатор служит для обеспечения требуемого напряжения, подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого напряжения
, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоочистителем. На стороне обмоток высокого напряжения имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечивающих подачу необходимого напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой характеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы со скважиной.
УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину,, соответствующую погружению агрегата, под динамический уровень жидкости, при котором содержание газа, выделяющегося из пластовой жидкости, не превышает определенного предела, обеспечивающего устойчивую работу насоса.
При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и воду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после длительной остановки в результате обесточивания электросети сначала установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда установится приток жидкости в скважину, насос начинает подавать смесь воды, нефти и газа в характерной для скважины пропорции.
Попав в центробежный насос, смесь превращается по мере про-
хождения его ступеней в эмульсию, которая поднимается по колонне подъемных труб на поверхность.
По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации, начинается кристаллизация парафина, который откладывается на стенках подъемных труб. При определенных условиях парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны, ниже приема насоса.
Отложению парафина способствует уменьшение скорости движения жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока жидкости. Скорость движения жидкости при заданной подаче насоса определяется диаметром труб, и при возможности отложения парафина их следует выбирать возможно меньшего диаметра. Неравномерность потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь интенсивным выделением растворенного газа при подходе к устью скважины. В результате непре
рывное движение газожидкостной смеси превращается в последовательное перемещение порций жидкости и газа, что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения подобного режима работы подъемника на устье скважины необходимо поддерживать буферное давление не менее 0,2—0,5 МПа, что достигается установкой штуцера соответствующего диаметра или же предопределяется режимом работы системы промыслового сбора продукции скважин. Как правило, буферное давление при использовании герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин составляет 0,3—4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения подачи насоса в тех случаях, когда она превышает дебит скважины, рассчитанный исходя из условий эксплуатации месторождения в целом.
Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода установки из строя, а следовательно, необходимости в подземном ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической части погружного агрегата.
Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже определенного уровня. Пробой изоляции происходит мгновенно в результате механического повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто проникновение жидкости через изоляцию происходит в месте присоединения кабеля к электродвигателю, реже — в результате проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя.
При снижении сопротивления изоляции в результате ее старения ниже определенного предела следует прекратить эксплуатацию установки, так как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию отдельных элементов электрической цепи, что, в свою очередь, ведет к усложнению и удорожанию ремонта установки.
52
Неисправности в механической части погружных установок могут быть связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызванным некачественной сборкой агрегата на скважине перед его спуском — перекосом во фланцевом соединении двигателя с протектором, протектора с насосом. В подобных случаях заклинивание обнаруживается при пуске установки. Если заклинивание
произошло в результате изнашивания подшипников насоса и протектора, то оно происходит после определенного периода эксплуатации насоса.
Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на продолжительную работу, которая достигает 12—20 мес при благоприятных условиях эксплуатации и 3—4 мес при неблагоприятных — высокой температуре пластовой жидкости, большом содержании воды и механических примесей и т. п.
Наиболее частыми причинами снижения или полного прекращения подачи жидкости являются следующие:
недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;
недостаточный напор насоса;
дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив жидкости через случайно сломанный штуцер сливного канала и другие дефекты колонны;
засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком, парафином или отложениями солей.
Все перечисленные причины устраняются при проведении подземного ремонта скважины.
