ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 388
Скачиваний: 9
|
|
|
|
|
|
|
|
Т А Б Л И Ц А 49 |
Техническая характеристика погружных двигателей к винтовым насосам |
||||||||
|
Параметры |
|
ПЭД5.5-123/4В5 |
ПЭД22-123/4 В5 |
ПЭД32-123/4 В5 |
|||
|
1 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощность |
|
номиналь- |
5,5 |
22 |
32 |
|||
ная, |
кВт |
|
|
линей- |
360 |
700- |
1000 |
|
Напряжение |
|
|||||||
но?, |
В |
|
|
|
|
15,7 |
32 |
33] |
Сила |
номинального |
|||||||
тока, |
А |
|
|
Гц |
|
50 |
50 |
50 |
Частота тока, |
|
|||||||
Частота |
|
вращения |
|
1500 |
|
|||
(синхронная), |
мин-1 |
6 |
7,5 |
7,5 |
||||
Скольжение, |
% |
|
||||||
К. п. д., % |
|
|
мощ |
77 |
77 |
77 |
||
Коэффициент |
|
0,73 |
0,73 |
0,73 |
||||
ности |
|
|
(беч |
уче- |
2 |
2 |
о |
|
Мпуск/М„ом |
|
|
1 |
|||||
та падения |
|
напряже |
|
|
|
|||
ния |
в кабеле) |
|
0,1 |
0,4 |
0,9 |
|||
Скорость |
|
охлаждаю |
||||||
щей |
жидкости, |
м/с |
|
|
|
|||
Габариты, |
мм: |
|
|
123 |
|
|||
поперечный |
|
2358 |
5858 |
|||||
длина |
|
(транспор |
4458 |
|||||
тировочная) |
|
155 |
290 |
420 |
||||
Масса, кг |
|
|
|
|
||||
Обмоточный провод |
ПЭТВПДЛ-3 |
ПЭТВПДЛ-3 |
ПЭТВПДЛ-3 |
|||||
|
|
|
|
|
|
диаметром |
диаметром |
диаметром |
Температура |
окру |
1,88 мм |
2,44 мм |
2,44 мм |
||||
|
50 |
|
||||||
жающей |
среды |
при |
|
|
|
|||
номинальной |
мощ |
|
|
|
||||
ности, °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р и м е ч а й и с. Разработана модификация электродвигателей в корпус |
|||||||
диаметром |
|
117 мм. |
|
|
|
|||
IV. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом
Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость подни мается с забоя за счет энергии газа, нагнетаемого в колонну подъемных труб с устья или из второго пласта той же скважины, и позволяет эксп луатировать скважины, продукция которых содержит большое количе ство газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продук ции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем.
Наиболее рациональная технологическая |
схема |
газлифтной |
эксплуата |
|||
ции замкнутый |
газлифтный |
цикл (рис. 50), |
при |
котором нагнетаемый |
||
в скважины газ |
многократно |
используется |
для |
осуществления |
газлифта. |
|
124
В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-тех нических характеристик скважин применяется непрерывный и периодиче ский газлифтные способы эксплуатации.
При непрерывном газлифтном способе газ нагнетается в колонну подъемных труб, и жидкость непрерывно поднимается с забоя на устье.
Периодический газлифтный способ характеризуется цикличностью по дачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки сква жины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопле ния жидкости в подъемных трубах.
Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуатировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим — с низким забойным давлением.
Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забой ным давлением можно эксплуатировать обоими способами, из которых из
бирается |
оптимальный |
(по минимальному расходу нагнетаемого газа |
и геолого-техническим условиям). |
||
Для |
добычи нефти |
непрерывным газлифтным способом из одного пла |
ста скважины выпускаются газлифтные установки типа Л и ЛН, обеспе чивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабиль ную работу в заданном режиме при требуемой депрессии на пласт.
Установки позволяют использовать однорядный подъемник (подъем ные трубы), осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.
Установки внутрискважинного газлифта типа УВЛ, 1УВЛ и УВЛГ позволяют использовать для подъема жидкости энергию газового пласта, вскрытого в той же скважине, и обеспечивают регулирование расхода газа и подачу его для подъема нефти непосредственно в скважине. Установки типа УВЛГ позволяют, кроме того, часть продукции газового пласта транспортировать на устье по самостоятельному каналу.
Установки внутрискважинного газлифта позволяют также раздельно эксплуатировать пласты при режиме естественного фонтанирования.
Для эксплуатации скважин периодическим газлифтным способом вы пускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа устьевыми регуляторами.
Установки типа Л, ЛН и ЛП имеют съемные газлифтные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично расположенных карманах скважинных камер, чем обеспечивается сохранение центрального проходного сечения подъемных труб, позволяющее проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.
Газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП
Предназначены для добычи нефти непрерывным газлифтным спо собом (установки типа Л и ЛН) с периодическим газлифтом (установка типа ЛП).
Установка типа ЛН применяется в наклонно-направленных скважинах. Условные обозначения установок: Л — установка для добычи нефти непрерывным газлифтным способом, ЛН — то же, из наклонных скважин,
ЛП — установка для добычи нефти периодическим газлифтным способом, первое число после буквенного шифра — условный диаметр колонны подъ емных труб (в мм), буква А, Б, В — условный наружный диаметр газ лифтного клапана, равный соответственно 38, 25 и 20 мм, 210 — рабочее давление. Например Л-60Б-210, ЛН-73А-210, ЛП-60А-210 (табл. 50).
Устройство и работа
Установка типа Л (рис. 51, а) включает в себя устьевое оборудова ние— фонтанную арматуру АФКЗа-65х210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г,
РИС. 50. |
Схема замкнутого |
газлифтного цикла: |
|
|
|
|
|
||
/ — пакер; 2 — газлифтный |
клапан; 3 — скважинная |
камера; 4 — установка для |
сква |
||||||
жинных |
работ ЛСГ1К-131; |
5 — оборудование |
устья |
|
ОУГ80Х350; |
6 — разъединитель; |
|||
7 — абсорбер; 8 — пылеуловитель; |
9 — блок насосов; |
10 — блок регенерации; 11, |
16 — |
||||||
аппарат |
воздушного охлаждения; |
12— блок |
замера; |
13 — фильтр |
сепаратора; |
14 — |
|||
промежуточный сепаратор; |
15 — концевой сепаратор; |
17 — емкость |
конденсата’ |
|
|||||
пакера |
ПН-ЯГМ и приемного |
клапана. |
В установках, |
где применяются |
|||||
газлифтные клапаны Г-38 и Г-38Р 5 для фиксации их в карманах сква жинных камер используют кулачковые фиксаторы ФК-38 12.
После спуска скважинного оборудования, посадки пакера гидромеха ническим способом и монтажа фонтанной арматуры в затрубное прост ранство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под дей ствием давления нагнетаемого газа и гидростатического давления столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны, установленные в скважин ных камерах, открываются. Происходит переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении верхнего пускового клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жид кости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине уста новки первого клапана уменьшается, и продолжается переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жид кости в затрубном пространстве понижается, и обнажается второй клапан.
Нагнетаемый газ |
поступает |
в подъемные трубы |
через |
первый |
и |
второй |
||
клапаны. Столб |
жидкости |
в подъемных |
трубах |
выше |
второго |
|
клапана |
|
аэрируется |
и выносится на |
поверхность. |
Давление в подъемных |
трубах |
||||
на глубине |
расположения |
второго клапана уменьшается, что |
приводит |
|||||
к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъем ные трубы.
Уровень жидкости в затрубном пространстве |
скважины |
понижается |
||
и достигает |
третьего клапана. Нагнетаемый газ |
поступает |
в |
подъемные |
трубы через |
второй и третий клапаны. |
|
|
|
Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве |
уменьшается, |
|||
и первый клапан закрывается. Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины продолжает понижаться и в момент обнажения четвертого кла пана закрывается второй и т. д. Понижение уровня в затрубном простран-
Техническая характеристика газлифтных установок типа Л, ЛН и ЛП
Показатели |
Л-60А-2 10 |
Л-60Б-2 10 |
Л-73Б-2Ю |
Л-73 А-2 10 |
Условный диаметр эксплуатационной ко лонны труб по ГОСТ 632—80, мм
Условный диаметр колонны подъемных труб по ГОСТ 633—80,
мм
Максимальный отбор жидкости, м3/сут
Удельный расход ра бочего агента, м3/т
Рабочее давление, МПа
Тип газлифтного кла пана
Тип скажинной ка меры
Максимальная глу бина спуска скважин ного оборудования, м
Рабочая среда
Температура рабочей среды не более, К
Число скважинных камер
Габариты скважин ного оборудования, мм:
диаметр длина (без подъем
ных труб) при чис ле скважинных ка мер:
п= 10
п= 2
Масса скважинного оборудования (в кг) при числе скважин ных камер:
п= 10
п= 2
|
146 |
|
168 |
60 |
|
|
73 |
100— 120 |
|
250—300 |
|
|
50-150 |
|
|
Г-38, |
Г-25 |
Г-25Р |
Г-38, |
Г-38Р |
|
|
Г-38Р |
К-60А-210 К-60Б-210 |
К-73Б-210 |
К-73А-210 |
|
2000 |
|
|
|
|
|
|
Нефть, газ, |
122 |
122 |
140 |
140 |
27 700 |
18 100 |
19 500 |
31 880 |
7 000 |
5 100 |
5 500 |
9 380 |
835 |
400 |
460 |
825 |
220 |
135 |
145 |
215 |
|
|
|
|
Т А Б Л И Ц А |
50 |
||
ЛН-73Б-210 |
ЛН-73А-210 |
ЛН-89Б-210 |
ЛП-60А-210 |
ЛП-73А-210 |
|||
146 |
|
168 |
|
146 |
|
168 |
|
73 |
|
89 |
|
60 |
|
73 |
|
250—300 |
|
|
|
40 |
|
|
|
|
|
|
|
300—750 |
|
|
|
21 |
|
|
|
|
|
|
|
Г-25, Г-25Р |
Г-38, Г-38Р |
Г-25, Г-25Р |
|
Г-38, |
Г-38Р |
|
|
КТ-73Б-210 |
КТ-73А-210 |
КТ-89Б-210 |
о |
о |
о |
|
о |
|
|
|
< |
сЗ |
|||
|
|
|
<N |
< |
|
(N |
|
|
|
|
о |
< |
со |
|
< |
|
|
|
СО |
г- |
|
||
|
|
|
|
О |
|
|
СО |
|
|
|
К |
СО |
X |
|
с^- |
|
|
|
& |
|
\к |
||
|
|
|
|
X |
|
||
2500 |
|
|
|
3000 |
|
|
|
пластовая вода |
|
|
|
|
|
|
|
373 |
|
|
|
|
|
|
|
2— 10 |
|
|
|
1 -9 |
1 |
1—9 |
|
122 |
|
140 |
|
118 |
|
136 |
|
29 650 |
34 800 |
30 000 |
29 270 |
28 475 |
|||
8 650 |
9 720 |
8 760 |
11 070 |
10 975 |
|||
754 |
1093 |
1014 |
|
448 |
|
525 |
|
223 |
323 |
305 |
|
128 |
|
150 |
|
5 Заказ № 1076