Нефтяные и газовые скважины

 

2) максимальный темп  набора кривизны ствола скважины  - 2 на 10 м;

 

Максимальный диаметр  установки зависит от типоразмера  используемого погружного двигателя  и может отличаться от приведенных  в таблице в большую сторону. Например, установка УЭЦНМ5 с ПЭД-103-В5 имеет диаметр 116,4 мм, с ПЭД-117-ЛВ5 - 119,6 мм.

 

3) максимальное давление  в зоне подвески установки  - 250 кгс/см²;

 

4) отклонение ствола скважины  от вертикали в зоне установки  - не более 40;

 

5) интенсивность изменения  кривизны ствола скважины в  зоне подвески установки - 3 мин.  на 10 м;

 

      Типоразмер Диаметр Внутренний

       установки установки,     диаметр

      мм скважины, мм

УЭЦНМ5       112       121,7

УЭЦНМ5А       124        130

УЭЦНМ6 (менее 500 м³/сут)       137       144,3

УЭЦНМ6 (более 500 м³/сут)      140,5       148,3

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Компоновка УЭЦН в скважине

 

В комплект установки УЭЦНМ  входят:

• погружной насосный агрегат;
• кабельная линия в сборе 6;
• наземное электрооборудование 5 - трансформа- маторная комплектная подстанция (индивидуаль-ная КТППН или кустовая КТППНКС);
• монтажа на скважине.

Вместо подстанции можно  использовать трансформатор и комплектное  устройство.

Насосный агрегат состоит из:

• погружного центробежного насоса 7
• двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой).

Насосный агрегат спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насо-су и насосно-компрессорным трубам металличес-кими поясами 3, входящими в состав насоса.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Модуль - насос

 

Погружной центробежный модульный  насос, рис. 2,  - многоступенчатый вертикального  исполнения.

Насос состоит из входного модуля 3, модуля-секции 2 (модулей-секций), модуля-головки 1, обратного и спускного клапанов.

Внимание. Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Обратный клапан 1(рис. 1) предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Спускной клапан 2 (рис. 1) служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Обратный клапан в сборе  со шламоуловителем устанавливается  над УЭЦН через 2 НКТ, а спускной (сбивной) клапан - на третьей НКТ (2.5“) выше установки.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Модуль - насос

 

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 1. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

 

Погружной насос фирмы Centrilift  A Baker Hughes Incorporated

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Характеристики модулей-секций насоса

 

Длина от фланца до фланца: модуль насоса 3 - 3365 мм; модуль насоса 4 - 4365 мм; модуль насоса 5 - 5365 мм.

В последние годы ОАО «АЛНАС»  постоянно совершенствует конструкции  насосов.

Все типы насосов могут  быть выполненными:

• с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение);
• износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД);
• с приемной сеткой и ловильной головкой на секции.

 

Табл. 1

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Показатели технической  и энергетической 
эффективности установок

 

  Номи- Номи-   Мощ-  К. п. д.,  K. п. д.   Макси-   Рабочая часть

нальная  наль-  ность,   %  насоса,  мальная   характеристики

      Установки подача,   ный   кВт   % плотность

 м³/сут напор,    водонефтя- подача,  напор,     м    ной смеси,    м³/сут   м

      кг/м³  

УЭЦНМ5-50-1300  50 1360  23  33,5  43  1400  25 - 70 1400 - 1005

УЭЦНМК5-50-1300  1360  23  33,5   1400  1400 - 1005

УЭЦНМ5-50-1700  1725  28,8  34   1340  1780 - 1275

УЭЦНМ5-80-1200  80 1235  26,7  42  51,5  1400  60 - 115  1290 - 675

УЭЦНМК5-80-1200  1235  26,7  42   1400   1290 - 675

УЭЦНМ5-80-1400  1425  30,4  42,5   1400  1490 - 1155

УЭЦНМ5-80-1550  1575  33,1  42,5   1400   1640 - 855

УЭЦНМ5-80-1800  1800  38,4  42,5   1360   1880 - 980

УЭЦНМ5-125-1000  125 1025  29,1  50  58,5  1240 105 - 165  1135 - 455

УЭЦНМ5-125-1200  1175  34,7  48   1400   1305 - 525

УЭЦНМ5-125-1300  1290  38,1  48   1390   1440 - 575

УЭЦН M5-125-1800  1770  51,7  48,5   1400   1960 - 785

УЭЦНМ5-200-800  200  810  46  40  50  1180 150 - 265  970 - 455

УЭЦНМ5-200-1000  1010  54,5  42   1320   1205 - 565

УЭЦНМ5-200-1400  1410  76,2  42   1350   1670 - 785

УЭЦНМ5А-160-1450  160 1440  51,3  51  61  1400 125 - 205  1535 - 805

УЭЦНМК5А-160-1450  1440  51,3  51   1400   1535 - 905

УЭЦНM5A-160-1600  1580  56,2  51   1300  1760 - 1040

УЭЦНМ5А-160-1750  1750  62,3  51   1300  1905 - 1125

УЭЦНMK5A-160-1750  1750  62,3  51   1400  1905 - 1125

УЭЦНM5A-250-1000  250 1000  55,1  51,5  61,5  1320 195 - 340  1140 - 600

УЭЦНМ5А-250-1100  1090  60,1  51,5   1210   1240 - 650

УЭЦНМК5А-250-1100  1090  60,1  51,5   1210   1240 - 650

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Газосепаратор

 

Для откачивания пластовой  жидкости, содержащей от 25  до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают модуль - газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем -секцией.

Наиболее известны две  конструкции газосепараторов:

• газосепараторы с противотоком;
• центробежные или роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

 

1-головка; 2-втулка радиального  подшипника; 3- вал; 4- сепаратор;  5-нап- равляющие аппараты; 6-рабочие  колеса; 7-корпус; 8-шнек; 9-основание.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Осложнения, вызванные наличием газа на приеме насоса

 

• Пар может создавать в насосе газовую пробку, что приводит к скачкам давления и выходу насоса из строя.

 

Современные центробежные сепараторы обеспечивают эффективное отделение  до 90% несвязанного газа прежде, чем  он достигнет насосного блока, что  снижает кавитацию в насосе и  колебания нагрузки электродвигателя.

 

Газосепаратор фирмы Centrilift

A Baker Hughes Company

 

•  Пар не смазывает подшипники в достаточной степени.

 

•  КПД насоса снижается

 

•  Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД  НКТ.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Погружные электродвигатели

 

Погружные двигатели состоят  из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные  короткозамкнутые двухполюсные погружные  унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц.

Двигатели предназначены  для работы в среде пластовой  жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

 

1 - крышка; 2 - головка;  3 - пята; 4 - подпятник;  5 - пробка; 6 - обмотка статора;  7 - втулка; 8 - ротор; 9  - статор; 10 - магнит; 11-  фильтр; 12 - колодка; 13 -  кабель с наконечником; 14 -  кольцо; 15 - кольцо уплотнительное;  16 - корпус; 17,18 - пробка.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Параметры электродвигателей

 

Двигатель включает в себя один или несколько электродвигателей (верхний, средний и нижний мощностью от 63 до 360 кВт) и протектор. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом и корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная  протяжная катушечная. Фазы обмотки  соединены в звезду.

 

Предельная длительно  допускаемая температура обмотки  статора электродвигателей:

для электродвигателей с  диамет-ром корпуса 103 мм -170 °С, остальных электродвигателей - 160 °С.

 

Токоввод - это изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечни-ками. В нижней части корпуса электродвигателя расположены пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Гидрозащита погружных электродвигателей

 

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

• открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и
• закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений.

 

Рис. 5. Гидрозащита открытого (а)  и закрытого (б) типов: А - верхняя  камера; Б - нижняя камера; 1- головка; 2- верхний ниппель; 3- корпус; 4- средний  ниппель; 5- нижний ниппель; 6- основание; 7 - вал; 8 -торцовое уплотнение; 9- соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Принцип работы гидрозащиты

 

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Ее принцип действия требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Верхняя камера А, рис. 5, заполнена барьерной жидкостью, нижняя Б - диэлектрическим   маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.