Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВедение

Россия занимает в мире ведущее место по производству и использованию для добычи нефти установок электроцентробежных погружных насосов( УЭЦН).

До 60% нефти России и до 70% нефти Западной Сибири добывается с использованием УЭЦН. При отказе УЭЦН затраты на спуско-подъемные операции и последующий ремонт практически достигает стоимости новых установок. В этой связи весьма актуальным для нефтяных компаний является вопрос выбора качественного оборудования. Основными критериями при выборе УЭЦН является цена и доступность необходимых запасных частей к ним.

Нефтегазодобывающее управление «Правдинскнефть» ( НГДУ «ПН») является структурной единицей ОАО «Юганскнефтегаз», входящего в состав НК «ЮКОС». НГДУ «ПН» занимается добычей углеводородного сырья на 5 месторождениях: Правдинское, Восточно-Правдинское, Северно-Салымское, Лемпинское, Приразломное. Более 90 % добычи нефти в Нефтегазодобывающем управлении «Правдинскнефть» осуществляется механизированным способом: с УЭЦН и с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН). В данном дипломе речь пойдет о работе УЭЦН на Приразломном месторождении. Данное месторождение считается одним из сложных в регионе. Пластовая температура на некоторых участках месторождения достигает 1200С. Количество мех. примесей в большинстве скважин превышает норму в 2-5 раз. При добыче углеводородного сырья используются УЭЦН отечественного и импортного производства.

Цикл работ с УЭЦН представляет собой цепь последовательно связанных технологических звеньев. Отказ или брак в работе на любом из участков данной цепи приводит к отказу всей системы. Каждый отказ УЭЦН в суммарных затратах составляет сегодня более 240 тыс. руб. В условиях когда финансовая ситуация диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и использование резервов повышения эффективности производства стали основной задачей НГДУ «ПН».

Основным показателем работы механизированного фонда скважин является показатель межремонтного периода (МРП) работы УЭЦН. Поэтому в НГДУ « Правдинскнефть » для повышения МРП активно закупаются новые технологии и оборудование, в частности погружные центробежные насосы отечественного производства фирмы “ НОВОМЕТ ” с износостойкими рабочими органами для работы в агрессивной среде (мех.примеси), а также УЭЦН “ REDA “ c глубинными датчиками давления и температуры и освинцованной кабельной линией, выдерживающей высокую температуру ( t = 203?- 230?С )

Целью данного дипломного проекта является сравнительный анализ работы УЭЦН отечественного и зарубежного исполнения, эффективность использования данных УЭЦН.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Приразломное месторождение принадлежит Ханты-Мансийскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Месторождение удалено на 90 км к востоку от города Ханты-Мансийска и на 70 км к юго-западу от города Нефтеюганска. К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтепроводы Усть-Балык-Омск. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину, абсолютные отметки которых изменяются от 19 до 67 м. Наиболее низкие отметки приурочены к руслам и поймам рек. На водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения. Неровность рельефа обязана своим происхождением, в основном, деятельности рек. Гидрографическую сеть представляют реки: Обь, Большой Салым, Малый Салым. Реки Большой и Малый Салым спокойные, равнинные, со скоростью течения не превышающей 0.3...0.8 м/сек на песках и 0.8...1.2 м/сек на перекатах. Для них характерны извилистые русла, наличие большого числа притоков, разливов и песчаных кос. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией. В районе много озер. Глубина озер не превышает 10 метров, размеры наиболее значительных 2...3 км в поперечнике. Ледяной покров на реках удерживается с начала октября до конца мая, толщина льда достигает один метр. Месторождение расположено в зоне многолетнемерзлых пород, имеющих преимущественно прерывистое строение. На сопредельных территориях их толщина составляет 15...40 м. Населенные пункты расположены по берегам рек.

1.2 Географическое расположение

Географическое расположение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частому изменению погоды и сильным ветрам. Кроме того, на формирование климата существенное влияние оказывает огражденность с запада Уральскими горами, незащищенность территории с севера и юга. Над территорией осуществляется меридиональная циркуляция, вследствие которой периодически происходит смена холодных и теплых масс, что вызывает резкие перепады температур.

1.3 Климат

Климат рассматриваемого района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Крайние отметки температур в течение года минус 55 и плюс 35.Снежный покров держится 180...190 дней и достигает 1.5 м. Зимой выпадает 30...40% от общего количества осадков. Коренное население представляют ханты и манси, которые в производственных процессах не заняты.

Лесные массивы состоят из лиственницы, ели, кедра, сосны и березы. Болотистые пространства покрыты сфагновыми мхами. Среди болот часто встречаются островки редколесий, где растет сибирская лиственница, низкорослая береза и прочие деревья, произрастает клюква.

Доставка оборудования и других материалов доставляется по дорогам с бетонным покрытием и воздушным путем. Для обеспечения нефтяных скважин промывочной водой используются надмерзлотные воды новомихайловских отложений. Подземные воды апт-альб сеномановского комплекса отличаются малой коррозийной способностью и широко применяются для заводнения нефтяных пластов на месторождениях Среднего Приобья, но не нашли широкого применения из-за плохих геолого-физических и гидродинамических характеристик комплекса в этом районе.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткое геологическое строение месторождения

По данным бурения разведочных скважин в геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и MZ-KZ терригенных отложений платформенного чехла. Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скв №184 верхняя часть толщиной 40м представлена туфоаргиллитами, а нижняя--кварцевыми порфирами, порфиритами среднедевонского возраста. В состав платформенного чехла входят терригенные отложения юрской, меловой, палеогеновой, четвертичной систем общей толщиной 3320 м. Нижнемеловые отложения готеривбаремского возраста продуктивны и представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин.

В тектоническом отношении Приразломное месторождение приурочено к Салымской моноклинали, имеющей субмеридиальное простирание. Салымская моноклиналь осложняется структурами второго порядка: на севере Салымское куполовидное поднятие и Пойковский вал; на юге Верхне-Салымское куполовидное поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной.

Приразломное месторождение приурочено к группе малоамплитудных локальных структур четвертого порядка и меньше, осложняющих Салымское куполовидное поднятие: Севская, Приразломное, Репьевская, Алексинская, Южно-Лемпинская. Морфологическая характеристика локальных структур представлена в табл 1.1. Судя по данным, структуры примерно одинаковых размеров, меридиального простирания(кроме Приразломной) с амплитудой 15...45 м и углами наклона крыльев в основном менее 1о. В скв № 160 отмечается Чусинская приподнятая зона, замыкающаяся сейсмоизогипсой минус 2875 м, имеющая субширотное простирание, размеры 5.5 х 2.5 км, амплитуда 10 м.

Для всех структур свойственен унаследованный характер развития постепенным выполаживанием структур вверх по разрезу.

По данным «ГлавТюменьгеология» в меловое время отмечается инверсионное развитие структур. Наличие инверсий связано с активным прогибанием Салымской моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского свода.

Таблица 2.1. Морфологическая характеристика локальных структур Приразломного месторождения

Название	Прос-тирание	Замы-кающая сейсмо- изогипса	Размеры, км	Отно-шение длин осей	Ампли-туда, км	Угол наклона крыльев
						по прост.	вкрест прост.
Приразлом-ная Севская Алексинская Репьевская Южно- Лемпинская Северо- проточная	субши-ротное мериди-альное мериди-альное мериди-альное мериди-альное мериди-альное	2900 2850 2850 2900 2775 2875	5х3.5 5.5х4 5.5х25 6х3 6.5х45 4.5х25	1.43 1.38 2.2 2.0 1.44 1.8	15 45 15 20 45 35	менее 1 менее 1 20-40 менее 1 40-50 1	30-50 30 менее1 менее1 16-120 1-2

2.2 Нефтегазоносность продуктивного пласта БС4-5

В разрезе Приразломного месторождения нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты 1АС11, 2АС11, БС1, БС4-5 и 1БС5, причем основным нефтесодержащим объектом является пласт БС4-5, в котором сосредоточены 97% запасов нефти месторождения, категории С1.

В пласте БС4-5 в пределах Приразломного месторождения установлены 2 залежи нефти: одна основная- Приразломная и другая на крайнем северо- востоке месторождения в районе разведочной скважины № 191.

Основная залежь в плане имеет заливообразную форму, которая раскрывается и расширяется в северном направлении. Она с запада, юга и востока окаймляется зоной полного замещения продуктивных песчаных коллекторов малопроницаемыми глинистыми разностями пород. Следовательно, залежь относится к типу литолологически экранированных. Залежь вскрыта на отметках от 2430 до 2720 м. Размеры ее составляют 55 х 30 км при высоте 182 м. В пределах основной залежи как по данным промыслово-геофизических, так и гидродинамических исследований ВНК не зафиксирован и поэтому он принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. № 221 на абсолютной отметке минус 2549.2 м.

Пласт БС4-5 представлен литологически частым чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных линзовидных тел различных размеров и сравнительно небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения.

Песчаники серые и буровато-серые, малкозернистые, слюдистые, среднесцементированные, изредка встречаются прослои углисто-глинистых пород с включениями растительного дернита, с однородной и слоистой текстурой. По вещественному составу алевролиты идентичны песчаникам. Коллекторами являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые по емкостно-фильтрационным свойствам по существу не различаются и могут быть разделены лишь по гранулометрическому составу. Цемент песчаников и алевролитов пленочный, порово-пленочный, глинисто-хлоритовый, местами глинисто-карбонатный. Нередко встречаются поры заполненные кальцитом. В коллекторах содержание глинистой фракции в среднем составляет 11.5%, карбонатной 3.5%.

Общая толщина пласта БС4-5 в среднем равна 35 м, причем в северо-западном направлении в районе скв №222 ее значение составляет 50 м, т.е. прослеживается тенденция к постепенному увеличению толщины его в этом направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах залежи варьирует от 0 до 21.8 м. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глин толщиной до 40...50 м.

В разрезе продуктивного пласта БС4-5 в пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев коллекторов различной толщины, примерно половина из которых имеет толщину не более 1 м. В западной части месторождения число проницаемых прослоев больше и значение их толщины выше нежели в восточной части месторождения. Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблется в пределах от 0.4 до 9.4 м, причем примерно на половине площади разбуренной части месторождения толщина глинистого раздела составляет 0.4...1.6 м. Коэффициент песчанистости разреза 0.31, расчлененности 4.6.

На разбуренной части южной части, наблюдается зональное распространение коллекторов. В отдельных скважинах их толщина достигает 20...28м, среди которых выделяются участки с толщиной коллекторов 10..12м.

В крайнем южном пробуренном ряду суммарная толщина коллекторов на снижается менее чем на 10 м, лишь в разведочной скв №47 она равна 8,2м.

Разрез горизонта БС4-5 представлен чередованием песчаных пластов с плотными глинистыми разделами. Количество прослоев колеблется от 3 до 8, в среднем 6.1(коэффициент расчлененности). Если не принимать во внимание уплотненные песчано-алевролитовые прослои толщиной до 1...1.5 м, замещающиеся часто песчаниками, то коэффициент расчлененности снизится до 3.6 при суммарной средней толщине коллекторов в ряду 16 м. Разрез пласта БС4-5 характеризуется различным строением: на западе и востоке песчаники тяготеют к кровельной части и имеют пониженную толщину отдельных прослоев до 4 м, к центральной части наблюдаются монолитные песчаники до 8...10 м как в кровельной, так и подошвенной частях разреза. Общая толщина продуктивного пласта, в котором встречены песчаные коллектора, достигает 33 м, в отдельных скважинах песчаники залегают в кровле и нижний их прослой находится лишь на 17...23 м от кровли горизонта. Если дифференцированно учесть по отдельным участкам и скважинам и взять условно за нижнюю границу продуктивного пласта нижний прослой песчаника, то коэффициент песчанистости составит 0.58, в целом для пласта в ряду он равен 0.53. Это указывает на то, что при однократном пересечении горизонтальным стволом продуктивных отложений, вскрытая нефтенасыщенная толщина коллекторов будет изменятся в пределах 250...300 м.

2.3 Емкостно-фильтрационная характеристика продуктивного пласта БС4-5

Коллекторские свойства продуктивных пластов определялись Главтюменьгеологией, СибНИИП. В таблице 2.2 предоставлены коллекторские свойства пластов по результатам керновых исследований.

Таблица 2.2. Коллекторские свойства пласта.

Наименование	Проница- емость, 10-3мкм2	Пористость, %	Насыщенность связанной водой
Среднее значение	14	17.5	44.6
Интервал изменения	0.3-127	13.3-20	28.2-77.3
Количество скважин -19
Количество определений -207

Таблица 2.3. Статические ряды распределения проницаемости по горизонту БС4-5

Интервал изменения	1-3	3-10	10-30	30-50	50-127
Проницаемость, мкм2 х 10-3	17.3	36.2	35.3	6.8	4.5

Приведенные данные в целом указывают на низкие фильтрационные свойства продуктивных пластов, отражают сравнительную однородность по проницаемости с незначительной долей образцов повышенной проницаемости, хотя абсолютное значение ее тоже низкое, что предопределяет возможность более равномерного продвижения закачиваемой воды и вытеснение нефти при разработке месторождения и опытного участка.

2.4 Свойства и состав нефти

Физико-химические свойства, состав флюидов пласта БС4-5 представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4. Свойства и состав нефти.

Наименование	пласт БС4-5
Пластовая нефть
Пластовое давление, Мпа	25.3
Пластовая температура, 0С	96
Давление насыщения, Мпа	10.8
Газосодержание, м3/т	81
Газовый фактор при усл. Сепарации, м3/т	68
Объемный коэффициент	1.231
Плотность нефти, кг/м3	773
Объемный коэффициент при усл. Сепарации	1.192
Вязкость нефти, мПа.с	1.33
Плотность нефти при усл. Сепарации, кг/м3	857
Разгазированная нефть
Плотность нефти, при 20 град.С, кг/м3	867.5
Кинематическая вязкость, мм2/сек при 200С	20.62
при 500С	7.42
Температура застывания, 0С Молекулярная масса, кг/ккал	8 234
Температура начала кипения, 0С	90
Содержание светлых фракций.
При температуре 0С:	%
100	3,6
150	10,6
250	29,9
300	40,9
350	53,1
Массовое содержание:	%
Асфальтенов	2,07
Смол	5,8
парафина	3,32
Серы	0,84
Температура плавления парафина, 0С	56
Температура насыщения нефти парафином, 0С	29,1

Таблица 2.5. Компонентный состав, %-мольный.

Наименование	Пластовой нефти	Разгазированной нефти	Нефтяного газа
Углекислый газ	0.37-2.34	0.01-0.04	1.00-4.97
Азот	0.10-0.57	-	0.23-1.40
Метан	18.45-27.80	0.03-0.07	53.40-71.20
Этан	3.60-6.00	0.41-0.68	8.94-15.30
Пропан	7.30-9.00	3.43-3.91	10.80-18.10
Изобутан	0.90-1.90	0.85-1.66
Норм.бутан	2.90-5.70	2.80-5.80
Изопентан	0.19-1.90	0.95-2.60
Норм.пентан	1.20-3.30	1.54-4.60
Гексаны+гептаны	48.50-63.70	82.00-89.6
Мольный вес	131-154	187-228
Плотность, кг/м3	773	857

Из приведенных данных видно, что нефть малосернистая, парафинистая, находится в повышенных термо-барических условиях, недонасыщена газом - давление насыщения в 2 раза ниже пластового, хотя среднее газосодержание содержание достаточно высокое, что обуславливает пониженную плотность и вязкость нефти в пластовых условиях.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

Коэффициенты вытеснения нефти водой отражают предельную нефтеотдачу однородного пласта при разработке залежей с заводнением. Он определяется по формуле:

н, (2.1)

где - остаточная нефтенасыщенность пород;

н- начальная нефтенасыщенность пород;

По Приразломому месторождению отмечается сравнительно высокая начальная нефтенасыщенность пласта БС4-5 72%, средняя остаточная нефтенасыщенность 27.8% (по 38 образцам керна, исследованным центральной лабораторией Главтюменьгеологии). Средний коэффициент вытеснения по пласту БС4-5 составляет 61%.

2.6 Характеристика результатов гидродинамических исследований скважин

Залежь нефти Приразломного месторождения, как указывалось, имеет большие площадные размеры и сложное строение. По условиям залегания с долей условности ее можно отнести к литологически экранированным залежам, с ограниченным подпором законтурных вод, что обуславливает ее упругий начальный режим.

Опробование и исследование скважин проводилось в разведочных и осуществляется в добывающих скважинах. В большинстве разведочных скважин оно проводилось по прослеживанию динамического уровня, в дополнение к исследованиям при фонтанной эксплуатации. В1997 году был пересмотрен материал по исследованию разведочных и добывающих скважин с начала разработки месторождения.

Таблица 2.6. Результаты исследования скважин

Наименование	Количество	Интервал изменения	Среднее значе- ние по площади
	скв.	измер.
Начальное пластовое давление, МПа Пластовая температура, 0С Коэффициент продуктивности м310/сут. МПа Газовый фактор, м3/т Проницаемость, мкм2	26 120 26 118	26 120 26 118	22.9-25.2 95-110 0.023-1.76 44-85 0.001-0.07	25.1 97 0.399 69 0.015

2.7 Запасы нефти и газа

Таблица 2.7. Запасы нефти и газа по горизонту БС4-5.

Катего рия	Пло- щадь нефти, тыс.м3	Средняя неф.нас. толщина, м	Запасы нефти, тыс.т	КИН	Газовый фактор м3/т	Запасы газа, млн.м3
			бал.	извл.			бал.	извл.
С1 С2	628800 509090	7.6 4.6	447134 218594	178462 79183	0.399 0.362	68 68	30405 14865	12136 5384
С1+С2	1137890	6.3	665728	257645	0.387	68	45270	17520

При подсчете запасов пористость принималась 18%, нефтенасыщенность 72%, переводной коэффициент 0.84, удельный вес нефти 855 кг/т.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Способы добычи нефти на месторождении, фонд скважин

Приразломное месторождение вступило в разработку в 1986 году с началом разбуривания центральной наиболее продуктивной части пласта БС4-5. На 01.01.2000 года извлечено 22,7 млн.т. нефти, 24,84 млн.т. жидкости, при текущей обводнённости 16.1%.Фонд добывающих скважин составляет 714, нагнетательных 126. Закачано 41.226 млн.м3 при накопленной компенсации отбора жидкости закачкой с начала разработки 136.8% в пластовых условиях.

В настоящее время на Приразломном месторождении добыча пластовой жидкости осуществляется фонтанным и механизированным способами. Газлифтный способ добычи не применяется. До 1988 года подъем жидкости осуществлялся фонтанным способом, за счет высоких пластовых давлений, разработка велась на упругом режиме пласта. В 1988 году с падением пластового давления, за счет низких коллекторских свойств пласта и в то же время сравнительной однородностью пласта по проницаемости, разработка начала осуществляться с применением системы поддержания пластового давления, с применением заводнения. Графики разработки представлены на рис 3.1.



Рис. 3.1. Динамика основных показателей разработки

Средний дебит скважин по нефти и жидкости за последние 3 года колеблется в пределах 25-27 т/сут.

С 1988 года добыча жидкости началась осуществляться с помощью механизированного способа, при помощи скважинных глубинных насосов, электроцентробежных и штанговых. С этого момента фонд скважин оборудованных погружными насосами постоянно увеличивался до 1995 г. Динамика эксплуатационного фонда скважин Приразломного месторождения представлена в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Динамика эксплуатационного фонда скважин Приразломного месторождения.

Года	фонд скважин	ЭЦН	ШГН	ФОН
1986	1	0	0	1
1987	18	5	4	9
1988	77	38	10	29
1989	170	93	29	48
1990	285	134	27	124
1991	430	214	43	173
1992	553	297	55	201
1993	661	354	60	247
1994	670	366	65	239
1995	713	421	73	219
1996	710	456	81	173
1997	720	465	126	129
1998	713	459	156	98
1999	714	421	167	126
2000	741	452	198	59

Для наглядного представления изменения эксплуатационного фонда скважин, приведен рис. 3.2.

Анализ результатов данных (табл. 3.1.) показал, что большую часть действующего эксплуатационного фонда представляют скважины, оборудованные электроцентробежными насосами 421, что составляет 59% от общего действующего фонда, в том числе ЭЦН со ступенями фирмы «Новомет»153 штуки (21%) УЭЦН ”REDA”185 штук.

Число фонтанных скважин на январь 2000 года составляло 126 штук. Число фонтанных скважин от общего эксплуатационного фонда составляет 17,6%. Фонд ШГН за 1999 год вырос до 167 скв. и составил 23,4%.



Рис. 3.2. Динамика эксплуатационного фонда скважин.

Разрабатываемые НГДУ «ПН» месторождения различаются по геофизическим условиям, определяющим специфику эксплуатации УЭЦН. Приразломное месторождение является одним из сложных в регионе. Температура пластовой жидкости составляет 85-120 0С, содержание мехпримесей большинства скважин превышает норму в 2-5 раз. Основная проблема - низкая продуктивность пластов, связанная с низкой проницаемостью пород вызывает недостаточный приток жидкости в скважинах.

3.2 Анализ текущего состояния разработки Приразломного месторождения

Анализ фактических и проектных показателей разработки представленный в таблице 3.2. показывает, что добыча нефти в 1999 году выше проектной на 1,5%, существенно отстаёт добыча жидкости, что можно объяснить завышенными темпами обводнённости, принятыми при проектировании, ниже проектных действующий нагнетательный фонд скважин и объёмы закачки воды, хотя компенсация отбора жидкостью существенно превышает норму-100%.

Динамика технологических показателей разработки и проводимые работы по интенсификации добычи нефти и исследованию скважин позволяют отметить следующее:

1.Длительная разработка центрального участка подтверждает низкую продуктивность скважин, что в первую очередь связано со слабыми фильтрационными свойствами песчаников пласта БС4-5, плохой отсортированностью песчаного материала, его заглинизированностью, особенно прослоев небольшой толщины до 2 метров.

2. При первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов, возможно допускались загрязнение призабойной зоны пласта, снижалась её проницаемость. Это в определённой степени подтверждается эффективностью ГРП. Необходимо усилить контроль за качеством промывочных жидкостей при бурении скважин и вызове притока из пластов при их освоении, с привлечением новых технологий для вскрытия нефтенасыщенных коллекторов.

3. ГРП можно рекомендовать для работ в призабойной зоне добывающих скважин с ограниченным размером трещин до 15-10 м, так как более глубокие трещины могут привести к существенному снижению коэффициента нефтеотдачи при водонапорном режиме разработки, из-за подхода воды по трещинам к добывающим скважинам, преждевременно их обводнить, что приведёт к большим затратам по извлечению обводнённой продукции, без воздействия на нефтевытеснение поровой матрицы пласта, содержащей основные запасы нефти. При разработке на режиме истощения ГРП может повысить эффективность разработки и нефтеотдачу.

4. Для вовлечения в более активную разработку низкопродуктивных пластов, особенно при изменении забойного давления в процессе увеличения обводнённости продукции, целесообразно увеличить максимально депрессию на пласт до снижения забойного давления, близкому к давлению насыщения.

5. Вызывают сомнения большие объёмы закачанной воды в пластовых условиях по сравнению с отбором жидкости. При том отсутствии резкого роста обводненности можно принять за более равномерный фронт нефтевытеснения в пласте.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 3.2.Показатели разработки Приразломного месторождения.
Показатели	1987	1988	1989	1990	1991	1992
	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Добыча нефти тыс.т./год Накопленная добыча нефти, тыс.т. Темп отбора, % Обводненность, % Добыча жидкости, тыс.т./год Накопленная добыча жидкости ,тыс.т. Закачка рабочего агента, тыс.м3/г. годовая накопленная Фонд добывающих скв. на конец г. шт. Действующий фонд нагн. скв. на конец года шт. Среднесуточный дебит одной добывающей скв, т/сут по нефти по жидкости	54.0 58.0 - - 54.0 10 10 23 3 19.5 19.5	18.53 22.23 - - 18.53 76.85 - - 18 - 9.6 9.6	350.0 408.0 0.8 2 357.0 568.0 578.0 89 16 18.9 19.3	245.8 268.03 - 0.9 248.05 323.9 495.0 495.0 77 14 16.8 16.9	658.0 1041.0 0.78 2.2 673.0 1067.0 140 40 52.7 53.9	646.25 914.28 1.09 3.25 668.03 991.93 1128.0 1623.0 170 31 14.4 14.8	1087.0 2128.0 1.3 9.7 1204.0 1925.0 255 86 19.7 21.8	974.56 1888.6 1.16 3.49 1009.8 2001.8 1652.0 3275.0 285 46 14.2 14.7	1377.0 3277.3 1.0 13.5 1591.9 2497.4 404 92 13.0 15.0	1245.7 3134.6 0.87 4.74 1307.7 3309.6 2184.0 5459.0 430 56 11.3 11.8	1600.0 4877.3 1.1 20.0 2000.0 3074.6 520 117 10.9 13.6	1339.0 4473.6 0.9 5.24 1413 4722.5 2563.0 8022.0 553 65 10.8 11.4
Показатели	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт	пр-кт	факт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	12	13
Добыча нефти тыс.т./год Накопленная добыча нефти, тыс.т. Темп отбора, % Обводненность, % Добыча жидкости, тыс.т./год Накопленная добыча жидкости ,тыс.т. Закачка рабочего агента, тыс.м3/г. годовая накопленная Фонд добывающих скв. на конец г. шт. Действующий фонд нагн. скв. на конец года шт. Среднесуточный дебит одной добывающей скв, т/сут по нефти по жидкости	1750 6627 1.2 25 2333 3531 650 153 9.3 12.5	1551.5 6025.1 1.10 6.74 1663.3 6386.3 2890.0 10912 661 81 13.4 14.4	1990 8617 1.3 29 280.2 4186.7 784 189 8.6 12.2	1919 7944.9 1.36 6.8 2059.5 8446 3402 14314 670 102 13.5 14.5	2270 10887 1.4 33 3271 4785.4 815 205 11.5 13.3	2275 10320 1.45 6.8 2441.4 10887 3624 17938 713 122 17.3 20.1	2500 13387 1.53 37 3780.8 5348.6 910 247 16.7 18.2	2530 12850 1.59 8 3015.4 13989 3988 21926 710 173 28.4 31.7	2803 16190 1.55 42 4150.6 5912.1 954 255 18.2 21.3	3092 15940 1.6 9.3 3338 16940 4444 26370 720 129 26 29.2	3107 19297 1.56 46 4590 6593 990 266 21.8 24.7	3294 19234 1.62 10.3 3707 20640 5476 31846 713 98 29 34.2	3422 22762 1.59 50 4910 7418 1015 284 23.6 28.8	3489 22699 1.64 16.1 4200 24840 6732 38578 714 126 25.1 36.3

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Типовая конструкция скважины

Конструкция скважины на Приразломном месторождении в целом соответствует требованиям технологических проектов и состоит из кондуктора и эксплуатационной колонны.

Кондуктор диаметром 245 мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-500 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов.

В нагнетательных скважинах используется удлиненный кондуктор длиной 650-800 м с целью перекрытия неустойчивых глин.

Для цементирования используется тампонажный портландцемент марки ПЦТ-ДО-50. Подъём тампонажного раствора производится до устья. Используются обсадные трубы с треугольной резьбой ГОСТ 632-80 или ОТТМ. Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146 мм или 168 мм. Для герметизации используются резьбовая смазка Р-402 , реже лента ФУМ. Тампонажным раствором нормальной плотности ( р=1,83 г/см3) перекрывается интервал от забоя, на 150 м выше верхнего продуктивного горизонта. Тампонажным раствором малой плотности перекрывается горизонт на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В нагнетательных скважинах подъем тампонажного раствора до устья.

4.2 Оборудование скважин, эксплуатирующихся с помощью УЭЦН

Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное). К наземному оборудованию относят: фонтанную арматуру, манифольд, станцию управления и трансформатор.

На Приразломном месторождении применяют следующие фонтанные арматуры (ГОСТ 13846-84) В основном это АФК 65х140 и АФК1Э65х140.Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки с запорными и регулирующими устройствами. В качестве регулирующих устройств применяют задвижки и пробковые краны. Для регулирования режима скважины на манифольде устанавливаются штуцера. Устьевое и затрубное давление измеряют с помощью манометров. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы(НКТ) , которые применяют при всех способах эксплуатации скважин. В основном применяют трубы условным диаметром 60 и73 мм, реже 89 мм. Основным способом добычи углеводородного сырья - является механизированный, с помощью УЭЦН или ШГН, предпочтение при этом отдается УЭЦН. Ими оборудованно 80% всех скважин Приразломного месторождения. Причиной этого преобладания является область применения УЭЦН. УЭЦНами можно эксплуатировать скважины с дебитом 20-80 м3/сут. и высотой подъема до 2000 м . Установка ЭЦН состоит из погружного маслозаполненного короткозамкнутого трехфазного асинхронного электродвигателя ПЭД с гидрозащитой, центробежного многоступенчатого насоса ЭЦН, кабельной линии с муфтой, присоединяемой к токовводу ПЭД, наземного электрооборудования -станции управления (ШГС), трансформатора повышенного напряжения (ТМПН) и трансформаторной подстанции ( ТП).



(Рис.4.1.)

По заказу УЭЦН дополнительно комплектуется газосепаратором для отделения свободного газа на приеме насоса и системами контроля температуры, давления и вибрации в зоне подвески установки.

УЭЦН опускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается на головке эксплуатационной колонны с помощью устьевого оборудования, электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ хомутами, подается на электродвигатель (ПЭД), который приводит во вращение центробежный насос (ЭЦН), который подает жидкость по НКТ на поверхность.

4.2.1 Комплектующие узлы УЭЦН отечественного производства

Электроцентробежный насос - ЭЦН.

Погружной электроцентробежный насос многоступенчатый, вертикального исполнения, модульный, состоит из входного модуля и модулей секций. Модули- секции представляют собой сборочные единицы, из которых можно собирать насосы с различными напорами, используя входной модуль и модули секции необходимого количества. Каждая секция насоса представляет собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5м. Длина насоса определяется количеством рабочих ступеней и секций, число которых зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке, предотвращающей проворот их относительно вала, по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхним подшипником (ниппелем). Затяжка ниппеля создает у торцов направляющих аппаратов трение, предотвращающее вращение аппаратов при работе насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которую вворачивается переходной патрубок для соединения с НКТ.

В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата как в подшипнике, а само колесо упирается в бурт направляющего аппарата. Для уменьшения силы трения, между опорной поверхностью рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала. По мере ее износа, рабочее колесо перемещается вдоль вала, оставаясь, всегда прижатым вниз (иногда возможен подъем колес).

Рабочие ступени насоса (направляющие аппараты и рабочие колеса) обыкновенного исполнения, завод-изготовитель “Алнас”, изготовляются из чугуна-отливкой, защитные втулки вала- из латуни, сам вал- из стали, опорные шайбы рабочих колес из текстолита. В насосе износостойкого исполнения, завод-изготовитель “Новомет”, рабочие ступени и защитные втулки изготовляются с помощью порошковой металлургии, подпятники узла пяты из карбид-кремния.

Выше насоса, на 3-5 НКТ, в зависимости от газового фактора, устанавливается обратный клапан, а над обратным клапаном, через одну НКТ, сбивной клапан. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора насоса, и облегченного запуска УЭЦН, после ее остановки. Сбивной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Входной модуль имеет корпус с отверстиями для прохода жидкости и защитную сетку. Внутри входного модуля расположен вал с радиальными подшипниками. Верхняя часть входного модуля при помощи фланцев соединяется с основанием модуля-секции или газосепаратора, нижняя часть входного модуля, также при помощи фланцев, соединяется с протектором. Валы модуль - секций между собой соединяются при помощи шлицевых муфт.

Газосепаратор обычно используют в скважинах с большим газовым фактором. Газовый сепаратор работает аналогично центрифуге. Вал с лопатками (шнек), обычно изготавливается как единое целое, вращающийся с частотой 3000 об/мин, вытесняет более тяжелые жидкости на перифирию через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит по выпускному каналу обратно в скважину.

Основным показателем работы газосепаратора является коэффициент полезного действия (к.п.д.). К.П.Д. отечественных газосепараторов очень низок и составляет всего чуть больше 20%.

Погружной электродвигатель - ПЭД.

Важнейшим узлом насосной установки является маслозаполненный погружной асинхронный трехфазный электродвигатель переменного тока с короткозамкнутым 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 с высокой диэлектрической прочностью маслом типа МАПЭД-8, для охлаждения и смазки.

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Она может быть однослойной протяжной катушечной или двухслойной стержневой петлевой. Фазы обмотки соединены в “звезду”. Выводные концы обмотки статора соединяют с кабелем через специальную изоляционную штепсельную колодку токоввода.

Короткозамкнутый ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения, имеющими механическую фиксацию от проворота и сохраняющие возможность легкого перемещения вдоль оси вала. Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники - из электротехнической. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набирают на вал, чередуя с радиальными подшипниками, и соединяют с ним шпонками. Весь набор сердечников на валу затянут в осевом направлении гайками или турбинкой.

Турбинка обеспечивает принудительную циркуляцию масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. В головке размещен упорный подшипник, состоящий из подпятника и пяты, и установлена колодка токоввода. Основание двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель.

Отечественные электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123 мм. Двигатели больших мощностей выполняются секционными. Частота вращения двигателей всех типоразмеров одинакова и равна 3000 оборотов в минуту при частоте тока 50Гц. Двигатель рассчитан на работу при температуре окружающей среды, не превышающей 90єС.

Противополетный якорь - ППЯ.

Якорь служит для предотвращения полета УЭЦН на забой скважины в случае обрыва труб НКТ, а также в случае расчленения узлов УЭЦН при работе из-за вибрации. При спуске УЭЦН ППЯ не позволяет превышать скорость спуска, выше допустимой (0,25м/сек, а в особо искривленных местах 0,1м/сек). В случае превышения скорости спуска происходит “заклинивание” сухарей в обсадной колонне

ППЯ состоит из корпуса, в котором расположены основные рабочие органы противополетного якоря: поршень и четыре сухаря, с помощью которых и происходит удержание УЭЦН в обсадной колонне в случае “полета”. Вторая часть противополетного якоря - это патрубок. С помощью резьбового соединения противополетный якорь вворачивается в зависимости от модификации двигателя в компенсатор или непосредственно в двигатель.

Гидрозащита.

Гидрозащита предназначена для предохранения внутренней полости двигателя от попадания пластовой жидкости, а также для компенсации температурных изменений объема и расхода масла. Гидрозащита также выравнивает давление внутри электродвигателя с давлением в скважине на уровне его подвески и передает крутящий момент от электродвигателя к насосу. Она состоит из протектора и компенсатора.

Протектор защищает полость электродвигателя от попадания пластовой жидкости. Он имеет две камеры, заполненые маслом МАПЭД-8. Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой. Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые нагрузки. Для предотвращения попадания пластовой жидкости по валу, в протекторе имеются два торцовых уплотнения - верхнее и нижнее.

Компенсатор служит для пополнения запаса жидкого масла вследствие утечек через торцовые уплотнения и температурных изменений объема масла в системе «электродвигатель-гидрозащита». Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом - резиновой диафрагмой, заполняемой маслом МАПЭД-8. Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями. Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом. Полость диафрагмы сообщается с полостью электродвигателя.

Таблица 4.1.Технические характеристики гидрозащит.

Наименование	Передаваемая мощность не более	Осевое усилие принимаемое упорным подшипником	Частота вращения не более	Диаметр корпуса	Масса не более	Количество диафрагм
	кВт	кгс	Об/мин	Мм	кг	Шт
Протектор МП 51, МПТ 51	100	1600	3000	92	40	1
Компенсатор МК 51, МКТ 51				103	21	1
Протектор МП 52, МПТ 52	100	1600	3000	92	54	1
Компенсатор МК 52, МКТ 52				103	36	2
Протектор МП 62, МПТ 62	360	1100	3000	114	65	1
Компенсатор МК 52, МКТ 52				103	36	2

Кабельная линия.

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. С поверхности до погружного агрегата протягивают питающий, бронированный кабель любого типа КПБП или КПБК, а в пределах погружного агрегата - только плоский кабель типа КПБП. Кабель КПБП или КПБК состоит из медных однопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости или скрученных между собой. Сверху полиэтилена идет оплетка и броня.

Условия работы для кабелей: допустимое давление пластовой жидкости 19,6 Мпа; газовый фактор-180 куб.м/т; температура воздуха от -60єС до 45єС, пластовой жидкости 90єС - в статическом положении. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель крепится стальными поясами (клямсами). Не допускается при этом слабина кабеля внутри скважины. Клямсы затягиваются до момента начальной деформации брони. Пряжка клямсы располагается в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижимается к пряжке. Для крепления кабеля УЭЦН «REDA» используются клямсы фирмы REDA.

Силовые электрические кабеля марки КПБК и КПБП

для погружных электронасосов.

Максимальное рабочее напряжение 3300 В

Рабочая температура 90 С

Конструкция жила медная

Изоляция 2 слоя полиэтилена толщиной 3 мм

Оплетка защитная пленка из прорезиненной ткани

Броня стальная лента

Таблица 4.2.Параметры кабелей типа КПБК и КПБП

Параметры	Круглый - КПБК	Плоский - КПБП
	3х10	3х16	3х25	3х35	3х50	3х10	3х16	3х25	3х35	3х50
Максимальные наружные раз меры, мм	29	32	35,6	38,3	44	13,6х33,8	15х37,4	15,4х43	18х48,2	19,7х52,3
Масса, кг/км	898	1125	1564	1913	2425	1056	1105	1610	2056	2547

Силовой электрический кабель марки КППБПТ теплостойкий для погружных электронасосов

Максимальное рабочее напряжение 3300 В

Рабочая температура 120 С

Конструкция жила медная

Изоляция 1 слой из сшитого полиэтилена высокой плотности толщиной 1,3 мм, второй слой

из сополимера пропилена толщиной 1 мм

Оплетка защитная лента из прорезиненной ткани

Броня стальная оцинкованная лента

Таблица 4.3. Параметры кабеля марки КППБПТ

Параметры	Плоский - КППБПТ
	3х10	3х16
Максимальные наружные Размеры, мм	13,6х33,8	15х37,4
Масса, кг/км	1056	1105

Станция управления и комплектное устройство.

Станция управления ШГС 5805 предназначена для управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 14 до 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока, а комплектное устройство КУПНА - для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт

( 125 кВт,180 кВт,250 кВт,700 кВт)

Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу одностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения. ШГС 5805 обеспечивает включение и отключение установки при автоматическом периодическом режиме, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение ( при “перегрузе” или “недогрузе”УЭЦН, коротком замыкании).

Таблица 4.4. Характеристика станций управлений.

	ШГС 5805-49АЗУ1	ШГС 5805-49ТЗУ1
Номинальный ток силовой цепи, А	50	50
Номинальное напряжение силовой цепи, В	До 2300	До 2300
Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота Масса, кг	1060 500 1900 270	1060 500 1900 280

Комплектное устройство КУПНА выполнено в металлических шкафах защищенной конструкции двухстороннего обслуживания.

Таблица 4.5. Характеристика комплектных устройств.

	КУПНА 83-49А2У1	КУПНА 83-29А2У1	КУПНА 83-39А2У1
Номинальный ток силовой цепи, А	250	100	160
Номинальное напряжение силовой цепи, В	До 3000	До 3000	До 3000
Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота Масса, кг		1805 90 2100 930

Таблица 4.6. Характеристика комплектных устройств.

	КУПНА 700-79А1ХЛ1 700-79Б1ХЛ1	КУПНА 700-79А2ХЛ1 700-79Б2ХЛ1	КУПНА 700-79А3ХЛ1 700-79Б3ХЛ1
Номинальный ток силовой цепи, А	100	200	300
Номинальное напряжение силовой цепи, В	До 3000	До 3000	До 3000
Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота Масса, кг	4400 2500 2840 5150	4400 2500 2840 5150	4400 2500 2840 5150

Трансформаторы масляные повышенного напряжения.

Трансформаторы серии (ТМПН) мощностью от 40 до 400 кВ?А служат для преобразования напряжения промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение погружного электродвигателя в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети. Для этого на высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений(отпаек).Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе. У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВН и низкого НН, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВ.

На трансформаторах мощностью 160-200 кВ?А 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 вводы 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 предназначается для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.

Трансформаторные подстанции.

Трансформаторные подстанции серии КТППН и КТППНКС предназначены для питания, управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 16 до 125 кВт. Подстанции КТППНКС рассчитаны на питание, управление и защиту 4 погружных электродвигателей в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

Подстанции комплектуются трансформаторами серии ТМПН мощностью от 100 до 400 кВ?А.

Таблица 4.7. Трансформаторные подстанции.

	КТППН	КТППНКС
Номинальное напряжение силовой цепи, кВ	6 или 10	6 или 10
Габаритные размеры, мм Длина Ширина Высота Масса, кг	3250 1630 5100 1765	6150 5260 4600 6650

4.2.2 Конструктивные отличия УЭЦН фирмы ”REDA”

Электроцентробежный насос.

Корпус насоса выполнен из толстостенной, бесшовной низкоуглеродистой стали, т.е. материала, аналогичного при изготовлении обсадных колонн скважин. В скважинах с высокой коррозийной активностью используются корпуса из ферритной стали (Redalloy). Также для повышения коррозийной стойкости корпуса могут иметь монелевое покрытие.

Рабочие ступени (направляющие аппараты и рабочие колеса) могут изготовляться из NI-RESIST(сплав железа с никелем) или из RYTON (полифенеленсульфида). В связи с высокой пластовой температурой на многих месторождениях, ОАО «ЮНГ» закупает только насосы, рабочие ступени которых изготовлены из NI-RESIST. Вал и соединительные муфты - из монеля, который очень хорош от коррозии и очень крепкий материал. Рабочие колеса и защитные втулки вала изготовлены как единое целое. В головке насоса отсутствует осевой подшипник, но зато имеется радиальный, который устанавливается в месте концентрации вибрации. Щлицевая муфта между секциями насоса превратилась во втулку подшипника, что позволило обеспечить лучшую соосность соединения, поддержку консульных частей вала.

Насосы могут быть износостойкого исполнения типа ARZ (абразивно-стойкий цирконий), когда все рабочие ступени изготовлены из него или типа ES, когда по всей длине модуль - секции рабочие ступени из абразивно-стойкого циркония устанавливаются только в трех местах: в начале, в середине и в конце.

Входной модуль может быть стандартного или износостойкого исполнения типа ARZ (абразивно-стойкий цирконий). В стандартных входных модулях используется никелевая стойкая втулка. Во входных модулях типа ARZ используются циркониевые опоры и муфты, обеспечивающие повышенную защиту от абразивного износа и поперечных вибраций.

Твердость циркония - 1200 у.е.

Твердость песка - 300 у. е.

Газосепаратор.

В газосепараторе типа CRS, поставляемого фирмой “REDA используются цирконевые опоры, упрочненные материалы и некоторые усовершенствования гидравлического характера. Принцип работы такой же, как и отечественных газосепараторов. Основными характеристиками газосепаратора является эффективность сепарации и процент всасывания газа. Эффективность сепарации определяется по формуле:

Кол-во сепарированного свободного газа.

Эффективность сепарации = -------------------------------------------------------

Кол-во имеющегося свободного газа.

Процент всасывания газа - это количественный показатель того, сколько свободного газа, присутствующего у входного модуля, должно поступить в насос. Обычно это включает и естественную сепарацию газа.

С учетом количества задействованных переменных спрогнозировать эффективность сепарации довольно сложно. Одна только естественная сепарация может составлять от 5 - 70%, в зависимости от состава жидкости, скорости потока жидкости, режима течения, габаритов оборудования и т. д. Обычно приходиться пользоваться грубыми оценками, которые опытным путем.

Для газосепаратора фирмы “REDA” типа CRS:

Эффективность сепарации 80-95%

Процент всасывания газа 5 - 20%

Погружной электродвигатель.

Погружной электродвигатель существенных конструктивных отличий не имеет, также состоит из статора, ротора, головки и основания, но в головке отсутствует колодка токоввода. Присоединение кабельной линии к двигателю осуществляется с помощью кабельной муфты и выводных концов двигателя, посредством сочленения наконечников кабельной муфты с гильзами выводных концов двигателя. Места соединения обматывают специальной изоляционной лентой, выдерживающей высокую температуру. По просьбе ОАО «ЮНГ», в связи с плохими климатическими условиями (низкая температура воздуха зимой) фирма “REDA” стала поставлять электродвигатели с колодкой токоввода, имеющей существенное отличие от колодки токоввода ПЭД отечественного производства. Существенное отличие заключается в следующем: за счет большей площади соприкосновения гильз выводных концов с наконечниками кабельной муфты осуществляется лучший контакт, что практически не приводит к прогару колодки. Сама колодка токоввода как бы “утоплена” в головке двигателя, тем самым, исключая вероятность повреждения колодки при сочленении кабельной линии с двигателем. Крепление колодки токоввода в отверстии головки двигателя осуществляется с помощью стопорного кольца.

Масло, закачиваемое в полость двигателя, обладает высокой текучестью, высокой смазывающей способностью, высокой диэлектрической прочностью, не смешивается с водой, обеспечивает хорошее охлаждение двигателя.

Погружные электродвигатели выпускаются стандартного (температура откачиваемой жидкости 121?С) и промежуточного (температура откачиваемой жидкости 150?С) исполнения.

Вращение вала двигателя УЭЦН “REDA”против часовой стрелки.

Гидрозащита.

Гидрозащита выполняет теже функции, что и отечественная, за исключением того, что состоит только из протектора.

Протектора, поставляемые фирмой “REDA”в ОАО ”ЮНГ ” двух видов:

LSLSL и BSL. Протектор получает наименование в соответствии с типом (типами) используемых камер уплотнений и способа соединения этих камер