Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

28

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 м³/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

2 Содержание сероводорода в добываемой продукции- до 0,01

3 Минимальное содержание попутной воды до 99%

4 Содержание механических примесей до 0,5

5 Содержание свободного газа не более 25%

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, м²,

 (1)

и внутренний диаметр, см,

(2)

где Q -- дебит скважины, м³/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}:

(3)

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 Dм, мм	Масса 1 п.м, кг	Высота резьбы h, мм	Длина резьбы до основной плоскости L, мм
33	33,4	3,5	42,2	2,65	1,412	16,3
42	42,2	3,5	52,2	3,37	1,412	19,3
48	48,3	4,0	55,9	4,46	1,412	22,3
60	60,3	5,0	73,0	6,96	1,412	29,3
73	73,0	5,5; 7,0	88,9	9,5; 11,7	1,412	40,3
89	88,9	6,5	108,0	13,65	1,412	47,3
102	101,6	6,5	120,6	15,76	1,81	49,3
114	114,3	7,0	132,1	19,1	1,81	52,3

1.2.2 Погружные центробежные насосы

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³/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 м³/сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м³,- сут. 89 мм при Q_e > > 300 м³/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, м³/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

Показатель	Группа установки
	5	5А	6
Поперечный размер установки, мм Внутренний диаметр эксплуатационной колонны	116 121.7	124 130	137 144.3

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:

(4)

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:

(5)

где К-коэффициент продуктивности скважины, м³/сут*МПа; - плотность жидкости, кг/м³; g=9,81 м/с².

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

(6)

где L - глубина спуска насоса, м.

(7)

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 :

(8)

где -кинематическая вязкость жидкости, м²/с;

(9)

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:

(10)

если .

(11)

если

Потери напора на преодоление давления в сепараторе:

(12)

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 м³/сут

Напор:1165 м

Число ступеней-260

КПД-40%

По таблице 1.3. выбираем ЭЦН с числом ступеней

Таблица 1.3.Характеристики погружных центробежных насосов

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область	КПД, %	Число ступеней	Масса, кг
	Подача, м3/сут	Напор, м	Подача м3/сут	Напор, м
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНИ5-40-850 ЭЦН5-40-1400 ЭЦНИ5-40-950	940 1475 860	40 40 40	690-960 1100-1510 650-960	25-70 25-70 25-70	37,8 38,0 38,0	191 229 174	185 313 170
ЭЦН5-80-850 ЭЦН5-80-1200 ЭЦНИ5-80-1550	850 1195 1500	80 80 80	490-910 695-1280 1100-1520	60-115 60-115 60-115	49,8 48,0 48,0	195 273 332	205 286 312
ЭЦН5-130-600 ЭЦН5-130-1200 ЭЦНИ5-130-1200	675 1160 1165	130 130 130	500-765 860-1320 830-1300	100-155 85-160 85-160	57,0 57,0 40,0	164 282 260	190 318 280
ЭЦНИ5А-100-1350	1300	570	800-1360	80-180	49,0	248	288
ЭЦН5А-160-1100 ЭЦН5А-160-1400	1080 1400	160 160	710-1225 1100-1520	125-205 125-205	57,5 50,0	226 275	313 355
ЭЦН5А-250-800 ЭЦН5А-250-1000	800 1010	250 250	490-900 625-1110	190-330 190-350	59,5 59,5	160 187	375 432
ЭЦН5А360-600 ЭЦН5А-360-700 ЭЦН5А-360-850	570 660 850	360 360 360	440-670 500-760 680-950	290- 430 290- 430 290- 430	59,3 59,3 59,3	150 162 186	360 386 456
ЭЦН6-100-900 ЭЦНИ6-100-900 ЭЦН6-100-1500 ЭЦНИ6-100-1500	865 900 1480 1460	100 100 100 100	560-940 610-995 780-1580 950- 1560	75-140 80-165 75-140 75-140	48,0 51,2 41,1 51,3	125 123 212 192	220 195 335 300
ЭЦН6-160-850 ЭЦНИ6-160-750 ЭЦН6-160-1100 ЭЦНИ6-160-1100 ЭЦН6-160-1450 ЭЦНИ6-1601450	855 740 1150 1060 1580 1385	160 160 160 160 160 160	750-930 605-830 980-1260 1195-875 1380-1740 1140-1550	130-185 130-185 130-185 130-185 130-185 130-185	56,5 57,0 56.5 57,0 56.5 57.8	125 109 177 158 247 222	198 182 275 242 382 338
ЭЦН6-250-800 ЭЦНИ6-250-800 ЭЦН6-250-1050 ЭЦНи6-250-1050 ЭЦН6-250-1400	785 850 1140 1080 1385	250 250 250 250 250	550-850 615-920 820-1230 815-1175 960-1490	190-320 200-330 190-320 200-330 200-330	62,0 61,0 62,0 61,0 62,0	125 133 183 170 229	240 238 386 333 424
ЭЦН-6-500-450 ЭЦНИ6-500-450 ЭЦН6-500-750 ЭЦНИ6-500-750	445 415 775 750	500 500 500 500	530-260 328-558 455-905 480-860	300-600 350-680 420-650 420-650	62,5 50,0 62,5 60,0	84 93 143 145	286 250 477 462

Таблица 1.4. Параметры ЭЦН в модульном исполнении

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область	КПД, %	Число ступе ней	Мощ ность кВт
	Подача, м3/сут	Напор, м	Подача, м3/сут	Напор, м
1	2	3	4	5	6	7	8
ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700	1360 1360 1725 1725	50 50 50 50	1005-1400 1005-1400 1275-1780 1275-1780	25-70 25-70 25-70 25-70	43,0 43,0 43,0 43,0	264 264 336 336	23 23 28,8 28,8
ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800	1235 1235 1425 1425 1575 1575 1800 1800	80 80 80 80 80 80 80 80	175-1290 675-1290 1155-1490 1155-1490 855-1640 855-1640 980-1880 980-1880	0-115 0-115 0-115 0-115 0-115 0-115 0-115 0-115	51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5	269 269 310 310 342 342 392 392	26,7 26,7 30,4 30,4 33,1 33,1 38,4 38,4
ЭЦНМК5-125-1000 ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1800 ЭЦНМ5-125-1800	1025 1025 1175 1175 1290 1290 1770 1770	125 125 125 125 125 125 125 125	455-1135 455-1135 525-1305 525-1305 575-1440 575-1440 785-1960 785-1960	105-165 105-165 105-165 105-165 105-165 105-165 105-165 105-165	58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5	227 227 261 261 288 288 392 392	29,1 29,1 34,7 34,7 38,1 38,1 51,7 51,7
ЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1400	810 1010 1410	200 200 200	970-455 565-1205 785-1670	150-265 150-265 150-265	50 50 50	228 283 393	46 54,5 76,2
ЭЦНМ5А-160-1450 ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750 ЭЦНМК5А-160-1750	1440 1440 1580 1580 1750 1750	160 160 160 160 160 160	805-1535 805-1535 1040-1760 1040-1760 1125- 1905 1125- 1905	125-205 125-205 125-205 125-205 125-205 125-205	61,0 61,0 61,0 61,0 61,0 61,0	279 279 320 320 346 346	51,3 51,3 56,2 56,2 62,3 62,3
ЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1400 ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700	1000 1000 1090 1090 1385 1385 1685 1685	250 250 250 250 250 250 250 250	600- 1140 600- 1140 650-1240 650-1240 825-1575 825-1575 1010-1920 1010-1920	195-340 195-340 195-340 195-340 195-340 195-340 195-340 195-340	61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5	184 184 200 200 254 254 310 310	55,1 55,1 60,1 60,1 76,3 76,3 92,8 92,8
ЭЦНМ5А-400-950 ЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250	965 965 1255 1255	400 400 400 400	826-1180 826-1180 1080-1540 1080-1540	300-440 300-440 300-440 300-440	59,5 59,5 59,5 59,5	236 236 308 308	84,2 84,2 113,9 113,9
ЭЦНМ5А-500-800 ЭЦНМК5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМК5А-500-1000	815 815 1000 1000	500 500 500 500	765 -845 765 -845 935-1035 935-1035	430-570 430-570 430-570 430-570	54,5 54,5 54,5 54,5	201 201 246 246	100,5 100,5 123,3 123,3
ЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600	1470 1470 1635 1635	250 250 250 250	935-1540 935-1540 1035-1705 1035-1705	200-340 200-340 200-340 200-340	63,0 63,0 63,0 63,0	233 233 258 258	78,7 78,7 87,5 87,5
ЭЦНМ6-500-1150 ЭЦНМК6-500-1150	1150 1150	500 500	650-1325 650-1325	380-650 380-650	60,0 60,0	217 217	127,9 127,9
ЭЦНМ6А-800-1000 ЭЦНМК6А-800-1000	970 970	800 800	720-1185 720- 1185	380-650 380-650	60,0 60,0	206 206	172,7 172,7
ЭЦНМ6А-1000-900 ЭЦНМК6А-1000-900	1000 900	800 800	850 - 1200 625- 1040	380-650 380-650	60,0 60,0	208 208	202,2 202,2

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.

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.

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:

(13)

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

(14)

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:

(15)

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:

(16)

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.

ПЭД40-103

Мощность-40кВт

Напряжение-1000В

Сила тока-40А

КПД-72%

cos-0,80

скорость охлаждения-0,12м

температура-55С

длина-6,2м

масса-335кг

Таблица 1.5. Характеристики погружных электродвигателей

Электродвигатель	Номинальные	КПД, %	cosб	Скорость охлаждения жидкости, м/с	Температура окружающей среды, ° С	Длина, м	Масса, кг
	Мощность, кВт	Напряжение, В	Сила тока, А
ПЭД14-103 ПЭД20-103 ПЭД28-103 ПЭД40-103 ПЭДС55-103	14 20 28 40 55	350 700 850 1000 850	40 29 34,7 40 69	72 73 73 72 72	0,80 0,78 0,75 0,80 0,75	0,06 0,06 0,085 0,12 0,37	70 70 70 55 70	4,2 5,17 5,5 6,2 5,21	200 275 295 335 500
ПЭД45-117 ПЭД65-117 ПЭД90-117	45 65 90	1400 2000 2000	27,3 27,5 38,7	81 81 81	0,84 0,84 0,83	0,27 0,27 0,4	50 50 60	5,60 7,5 10,8	382 525 750
ПЭД17-123 ПЭД35-123 ПЭД46-123 ПЭД55-123 ПЭД75-123 ПЭД100-123	17 35 46 55 75 100	400 550 700 800 915 950	39,5 55,5 56,5 61,5 73,5 89,5	78 79 79 78 76 80	0,80 0,84 0,85 0,83 0,85 0,85	0,1 0,12 0,2 0,2 0,3 0,35	80 70 80 70 55 60	4,6 5,45 6,73 7,2 8,02 8,02	348 425 528 568 638 638

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:

(17)

где I-номинальный ток электродвигателя, А; i=5 -допустимая плотность тока, А/мм².

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:

(18)

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

(19)

где удельное сопротивление меди при температурный коэффициент для меди; t₃=50⁰С- 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):

; (20)

Таблица 1.5 Основные характеристики кабелей

Кабель	Число х площадь сечения жил, мм2	Максимальные наружные размеры, мм	Номинальная строительная	Расчетная масса, кг/км	Рабочее напря- жение, В
	Основное	контроль
КРБК	3х10	-	27,5	1200	1100	1100
	3хI6	-	29.3	1100	1650	-
	3х25	-	32.1	950	2140	-
	3х35	-	34.7	850	2680	-
КПБК	3х6	-	25	850-1950	712	2500
	3х10	-	29	1200-1700	898	-
	3хI6	-	32	1100-1900	1125	3300
	3х25	-	35.6	1000-1800	1564	-
	3х35	-	38.3	500	1913	-
КПБП	3х6	-	10.2 х27.6	300 и кратн.	796	2500
	3х10	-	13.6х33.8	1200-1700	950	-
	3хI6	-	15.6х37.4	1100-1700	1170	-
	3х25	-	15.4х43.0	1000-1800	1615	3300
	3х35	-	18х48.2	500	2098	-
	3х50	-	19.7х52.3	500	2641	-
КФСВ	3х6	-	10.1х25.7	100 и крат.	1123	2500
	3х10	-	11.1х28.1	-	1489	-
	3хI6	-	12.3х31.7	-	1900	-
	3х25	-	14.5х38.2	-	1500	2440
	3х6	2 х0.5	10.3х25.7	100 и крат.	1173	2500
	3х10	2 х0.5	11.1х28.1	-	1539	-
	3хI6	2 х0.5	12.3х31.7	-	1950	3300
	3х25	2 х0.5	14.5х38.2	1500	2490	-
КФСВК	3х6	-	22.2	1500	1103	2500
	3х10	-	23.9	-	1420	3300
	3хI6	-	26.4	-	1850	-
	3х25	-	31.1	-	2390	-
	3х6	3 х0.5	22.2	1500	1178	2500
	3х10	3 х0.5	23.9	-	1495	-
	3хI6	3 х0.5	26.4	-	1925	3300
	3х25	3 х0.5	31.1	-	2465	-

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.

Q-40-700

Напор определяем по формуле:

Мощность определяем:

В результате сделанных вычислений получаем:

Насос: ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача:130

Напор:1165

Число ступеней-260

КПД-40%

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