ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ
Недостаточно высокая подача штанговых глубинных насосов, необходимость установки громоздкого оборудования (механизмов с движущимися частями, металлоемких станков-качалок и массивных фундаментов), опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин, сравнительно небольшой межремонтный период и другие Причины ограничивают область применения штанговых глубинных насосов. В связи с этим в практике применяют бесштанговые насосы, из которых наиболее широко распространены центробежные электронасосы. Отличительной чертой таких насосных установок является перенос двигателя непосредственно к месту установки насоса и устранение штанг.
Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 144) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 6, арматуры устья 7, станции управления 10 и автотрансформатора 9.
Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2 (или протектора с компенсатором). Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.
Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6 подводящем ток к погружному электродвигателю 1 и навиваемом с установленного на поверхности барабана 8. Для защиты от пыли и снега трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.
Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважину в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.
Рис. 144. Установка погружного центробежного электронасоса
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и станцию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 1, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса.
Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трупам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.
Установки центробежных электронасосов обозначаются шифром УЭЦН, а установки с повышенной износостойкостью насоса – УЭЦНИ.
ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
Погружной центробежный электронасос 4 (см. рис. 144) по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор рабочих колес (ступеней) и направляющих аппаратов, расположенных на общем с электродвигателем валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки. Число рабочих колес изменяется в широком диапазоне. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные электронасосы имеют от 80 до 330 ступеней.
В нижней части насоса 4 имеется приемный фильтр, через который жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. По окружности основания насоса закреплена сетка, не допускающая попадания в полость насоса крупных механических частиц. В верхний конец корпуса насоса ввинчивается ниппельная гайка, стягивающая в осевом направлении нижнюю опору насоса, направляющие аппараты и верхний подшипник.
В основании насоса установлена нижняя опора, воспринимающая осевые усилия, действующие на вал от развиваемого насосом давления и веса самого вала, а также радиальные нагрузки, действующие на вал.
Обратный клапан предназначен для удержания откачиваемой жидкости в подъемных трубах при остановках насоса. Благодаря этому клапану насос запускают в режиме, близком к режиму работы насоса при закрытой задвижке, что уменьшает пусковую мощность. Кроме того, при кратковременных остановках исключается возможность запуска насоса при обратном вращении вала (что может произойти при вращении ротора жидкостью, сливающейся из труб).
Сливной клапан (рис. 145), устанавливаемый над обратным клапаном в колонне подъемных труб, предназначен для спуска жидкости из труб перед подъемом их из скважины.
При необходимости подъема насосного агрегата в трубы сбрасывают металлический стержень, который, ударяя по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза. В результате открывается отверстие для слива жидкости из колонны насосных труб. Это облегчает труд работающих, так как развинчивание и подъем труб производятся без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.
На рис. 146 показана схема одной ступени насоса. Рабочие колеса 1 (ротор насоса) опираются на торцовые выступы направляющих аппаратов 3, являющихся статором. Текстолитовые кольца 4 предназначены для герметизации пространства между рабочими полостями насоса. Посредством шпонки колеса укрепляются на валу 2, а направляющие аппараты—в корпусе насоса. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовляют из чугуна.
Рис. 145. Сливной клапан:
1 — корпус; 2 — штуцер; 3 — прокладка
Рис. 146. Схема одной ступени насоса
Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение.
Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к периферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией—энергией движения. Для преобразования этой энергии в потенциальную—энергию давления—служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.
Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5—5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800—1000 м в корпусе насоса монтируют по 150— 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двух- и трехсекционные насосы.
Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуатации скважин, в продукции которых содержатся механические частицы (песок) —от 0,1 до 5 г на 1 л.
Отличительные конструктивные особенности таких насосов:
1) чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из смолы П-68;
2) текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;
3) для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении.
По диаметрам и поперечным габаритным размерам погружные электронасосы условно разделяют на группы 5, 5А и 6.
К группе 5 относятся насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм. Эти насосы предназначены для эксплуатации скважин с обсадными колоннами диаметром 140 мм при минимальном внутреннем диаметре 121,7 мм. Подача насосов составляет 40— 200 м3/сут при напоре от 1400 до 600 м.
К группе 5А относятся насосы с наружным диаметром 103 мм. Такие насосы можно спускать в скважины со 146-мм обсадными колоннами, имеющими внутренний диаметр не менее 130 мм. Подача насосов составляет 160—500 м3/сут при напоре от 1100 до 600 м.
К группе 6 относятся насосы с наружным диаметром 114 или 123 мм. Насосы с меньшим диаметром можно спускать в 168-мм обсадные колонны при минимальном внутреннем их диаметре 144,3 мм, а более мощные насосы диаметром 123 мм с электродвигателями мощностью 125 кВт—в колонные внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Подача составляет 100—700 м3/сут при напоре 1500—400 м.
Для диаметров корпусов насосов 92, 103, 114 и 123 мм максимальные габариты погружного агрегата с учетом диаметра кабеля соответственно равны 114, 124, 137 и 142,5 мм.
Промышленностью освоено свыше 40 типоразмеров погружных электронасосов в обычном и износостойком исполнениях.
Каждый тип погружного электронасоса имеет свой шифр, из которого можно узнать его диаметр, подачу, напор и вид исполнения—обычный или износоустойчивый.
Например, шифр насоса ЭЦН6-100-1500 означает: электрический центробежный насос, группы 6 (диаметр колонны 168 мм), подача 100 м3/сут, номинальный напор насоса 1500 м.
Рис. 147. Рабочая характеристика насоса ЭЦН5-40-1400
Насос ЭЦНИ5-130-1200:. насос в износостойком исполнении, группы 5 (условный диаметр колонны 140 мм), подача 130 м3/сут, напор 1200 м.
Рабочие характеристики погружных электронасосов имеют конфигурацию, подобную изображенной на рис. 147.
Как видно из рис. 147, рабочая область для насоса позволяет осуществлять работу при различных соотношениях напора и подачи. Например, с увеличением напора подача насоса снижается, а при снижении — увеличивается; к.п.д. насоса в обоих случаях несколько снижается. Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к.п.д.
При выборе насоса заданная подача и необходимый напор должны соответствовать его паспортным данным.
Если характеристика насоса не соответствует характеристике скважины, необходимо либо увеличивать противодавление на выкиде насоса, либо уменьшать развиваемый им напор. Чтобы увеличить противодавление на выкиде насоса, прикрывают задвижку на устье скважины или устанавливают штуцер в выкидном трубопроводе.
Для уменьшения мощности, потребляемой насосом, выгоднее снижать развиваемый насосом напор за счет уменьшения числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливают вставки. Число ступеней, которое необходимо снять с насоса, определяют по формуле
(213)
где zсн—число снимаемых ступеней; zп—полное число ступеней насоса; Hпол—полезный напор, необходимый для подъема заданного количества жидкости из скважины; Hп—напор, соответствующий данной подаче по характеристике насоса.
При выборе способа эксплуатации для конкретной скважины необходимо учитывать, что применять погружные электронасосы не рекомендуется в скважинах:
а) в продукции которых содержится значительное количество песка (при массовой доле более 1%), вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;
б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса. Объемная доля свободного газа у приема насоса не должна превышать 25% от доли перекачиваемой жидкости. Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи и к.п.д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.
Погружной электродвигатель. Приводом погружных центробежных насосов служат вертикальные асинхронные маслозаполненные погружные электродвигатели трехфазного переменного тока (ПЭД), предназначенные для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости от 50 до 90 °С.
При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, так же как и насосы, имеют небольшие диаметры, различные для скважин с обсадными колоннами диаметрами 140, 146 и 168 мм.Они изготовляются диаметрами 103, 117 и 123 мм. Диаметр двигателя мощностью 125 кВт равен 138 мм.
Поскольку поперечные размеры погружных электродвигателей небольшие, то с целью обеспечения необходимой мощности их выполняют значительной длины —от 4,2 до 8 м.
Во избежание проникновения в полость электродвигателя жидкости, заполняющей скважину, его делают герметичным и заполняют маловязким трансформаторным маслом.
Погружные электродвигатели выпускаются мощностью от 14 до 125 кВт. Так же как и насосам, каждому типу погружного электродвигателя присвоен свой шифр. Например, шифр ПЭД 35—123 В5 означает—погружной электродвигатель мощностью 35 кВт, диаметром 123 мм. Знак В5 означает общеклиматическое исполнение.
Гидрозащита—один из важнейших узлов погружного агрегата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что внутри двигателя и в основании насоса при любой глубине погружения агрегата под уровень жидкости в скважине создается давление, превышающее давление окружающей среды. Гидрозащита компенсирует также утечки масла, температурные изменения объема масла в системе, а также обеспечивает подачу масла к подшипникам двигателя и насоса.
В нефтяной промышленности известны несколько типов гидрозащиты погружных электродвигателей.
1. К (К-103 и К-123)—с погружным компенсатором и масляным затвором. Попаданию пластовой жидкости в двигатель препятствует наличие в нем избыточного давления (0,4—2 кгс/см2) и камеры отстойника. Избыточное давление создается пружинкой, поджимающей поршень. Шифр К-103 означает: К—компенсатор для двигателей диаметром 103 мм.
2. ГД (ГД-51). Здесь поршень и пружина исключены, а избыточное давление создается рабочим колесом (турбинкой) в процессе работы агрегата. Шифр ГД-51 означает: Г—гидрозащита с избыточным давлением (Д) для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 121,7 мм (5), первая модификация (1).
3. Г (1 ГД-51). Здесь не предусмотрено избыточное давление в двигателе и отсутствует перепад давления у торцовых уплотнений, что уменьшает утечки масла через них. Шифр 1ГД-51 означает: гирозащита с быстросъемным соединением без избыточного давления (1Г) для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм (5), первая модификация (1).
Для ознакомления с принципом действия гидрозащиты погружных электродвигателей рассмотрим гидрозащиту типа ГД (рис. 148). Здесь предусмотрено два узла: протектор, защищающий полость двигателя от попадания пластовой жидкости, и компенсатор, компенсирующий утечки через торцовое уплотнение жидкого масла и температурные изменения объема масла в системе двигатель — гидрозащита.
Применяют этот тип гидрозащиты в установках с насосами имеющими в основании радиально-упорный подшипник и набивное уплотнение.
Проектор гидрозащиты ГД устанавливают между насосом и двигателем. Вал его соединяется с валами насоса и двигателя шлицевыми муфтами. Компенсатор (рис. 149) присоединяют к нижней части двигателя при помощи переводника.
Рис. 148. Гидрозащита типа ГД:
1—вал насоса; 2—сальниковая набивка; 3—упорный подшипник вала насоса; 4— торцовое уплотнение вала протектора; 5—вал протектора; 6—диафрагма; 7— обратный клапан; 8—двигатель; 9—компенсатор; 10—эластичная диафрагма компенсатора; 11—рабочее колесо; 12 — трубка
Рис. 149. Компенсатор:
1 — упаковочная крышка; 2 — головка; 3 — перепускной клапан; 4 — отверстие для заполнения компенсатора маслом; 5— корпус; 6—диафрагма; 7 — отверстие соединяющее компенсатор с наружной средой
Длина протектора 1,2—1,3м, длина компенсатора—около 1,0 м.
Из схемы, изображенной на рис. 148, видно, что протектор состоит из трех камер А, Б и В.
Камеры А и Б заполняются густым маслом, а камера В и весь электродвигатель—трансформаторным маслом. Протектор имеет эластичную диафрагму 6 над двигателем 8. В камере А размещено торцовое уплотнение 4, в камере Б имеется обратный клапан 7, препятствующий истечению масла, но при снижении давления допускающий проникновение в нее пластовой жидкости. В полости В на валу протектора расположено специальное рабочее колесо 11 центробежного насоса для создания в полости избыточного давления при работе агрегата. Под двигателем находится эластичная диафрагма 10 компенсатора 9.
При работе погружного агрегата рабочее колесо создает давление в полости В, и оно передается диафрагмой 6 полости Б и далее в полость А. По мере утечки густого масла диафрагма расширяется, вытесняя масло из полости 5. Когда оно будет вытеснено, в этой полости снизится давление и в нее начнет поступать пластовая жидкость. Чтобы верхняя диафрагма не изолировала полость около клапана от других полостей протектора, в корпусе имеется трубка 12. Часть пластовой жидкости может поступить в полость А и через сальник. Но в обоих случаях какое-то время подшипники насоса еще смогут работать.
Полость двигателя остается герметично закрытой и после того, как израсходуется густое масло.
Нижняя диафрагма 10 компенсирует изменение объема масла и двигателя при его нагреве и охлаждении и компенсирует переход части трансформаторного масла из полости двигателя в полость В через рабочее колесо 11.
Компенсатор гидрозащиты (см. рис. 149) состоит из камеры, образованной эластичным элементом (резиновой диафрагмой 6) и заполненной жидким маслом. Диафрагма помещена в стальном корпусе 5, защищающем ее от повреждения. Диафрагма заправляется маслом через клапан 4.
Полость за резиновой диафрагмой соединена со скважиной отверстием 7.
Кабель. Электроэнергия с поверхности к погружному электродвигателю подается по специальному бронированному кабелю с резиновой или полиэтиленовой изоляцией.
Кабель спускают в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и прикрепляют его к ним металлическими поясами. Сечение кабеля круглое, а на участке насоса и протектора (длиной 10—15 м) —плоское. Плоский кабель соединен с круглым методом горячей вулканизации. Нижний конец плоского кабеля снабжен муфтой кабельного ввода, при помощи которой кабель присоединяется к выводным концам обмотки двигателя.
Рис. 150. Круглый кабель КРБК:
1 — медная жила; 2 — резиновая изоляция; 3 — наиритовая защитная оболочка; 4—двухслойная оплетка из лакоткани; 5—хлопчатобумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; 6 — профилированная стальная оцинкованная лента
Кабель КРБК—(рис. 150, а) резиновый, бронированный, круглый, состоит из трех жил. Каждая жила скручена из медных проволок и обжата диэлектрической резиной. Три изолированные жилы заключены в общий найритовый нефтестойкий шланг. На шланг накладываются маслостойкая лакоткань и оплетка из хлопчатобумажной пряжи или лавсана, пропитанная противогнилостным составом—свинцовым суриком (рис. 150,б). На оплетку наложена стальная оцинкованная гибкая ленточная броня. Сечение круглого кабеля выбирается в зависимости от мощности погружного электродвигателя.
Кабель КРБП—трехжильный плоский. Каждая жила состоит из одной медной проволоки, изолированной диэлектрической резиной, покрытой найритовой нефтестойкой оболочкой, а сверху нанесен слой стеклоткани. Уложенные параллельно в одной плоскости изолированные жилы обматываются двумя слоями лакоткани, затем оплеткой из хлопчатобумажной пряжи или лавсана, пропитанной нефтестойким противогнилостным составом. Поверх оплетки накладывается броня из холоднокатаной отожженной медной ленты.
Круглый КПБК и плоский КПБП кабели отличаются от описанных изоляционными материалами. У них токопроводящие жилы покрыты полиэтиленом высокого и низкого давлений. На полиэтилен наложена прорезиненная ткань, покрытая стекло- или лако-тканью.
Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напряжение 1100 В и предназначены для работы при температуре окружающей среды от +90 до —30 °С и давлении до 10 МПа. Номинальное напряжение кабелей с полиэтиленовой изоляцией 2200 В, допустимая температура окружающей среды от +90 до —65 °С, давление до 20 МПа.
Сечение токоподводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного двигателя и глубины его спуска следующих размеров: 10, 16, 25 и 35 мм. Наружный диаметр круглого кабеля—от 27 до 35 мм. Высота плоского кабеля—12,2—14,9мм.
НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ ЭЦН
Оборудование устья. Для эксплуатации скважин погружными электронасосами разработано устьевое оборудование ОУЭН (рис. 151). В крестовине 1, соединенной с обсадной колонной, размещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Крестовина имеет отверстие (на схеме не показано) для возможности спуска в скважину различных глубинных приборов. Затрубное пространство скважины соединено с выкидной линией через колено 6 и обратный клапан 7.
Рис. 151. Оборудование устья скважины
Автотрансформаторы и трансформаторы. Для уменьшения потерь в кабеле, улучшения условий запуска и технических характеристик погружных электродвигателей последние выполняются на рабочее напряжение, значительно превышающее напряжение силовой сети (380 В).
В то же время иметь одинаковое напряжение для всех типоразмеров погружных электродвигателей нецелесообразно, так как это ухудшит их характеристики и усложнит производство. Поэтому каждый типоразмер погружного электродвигателя имеет свое номинальное напряжение. Это привело к необходимости применения специальных автотрансформаторов или трансформаторов, повышающих напряжение.
Кроме того, в кабеле от трансформатора до электродвигателя имеются потери напряжения, которые при определенных силе тока и сечении кабеля будут зависеть от длины кабеля. Поскольку подвеска электронасоса в скважине, а следовательно, и длина кабеля колеблются в больших пределах, соответственно будут колебаться и потери напряжения. Поэтому автотрансформаторы или трансформаторы должны обеспечивать регулировку напряжения с высокой стороны в определенных пределах.
Автотрансформаторы изготовляют в сухом исполнении и устанавливают на салазках, предназначенных для их транспортирования на небольшие расстояния.
В установках погружных электронасосов в основном применял ют автотрансформаторы типа АТСЗ и трансформаторы ТЗСП. Шифр означает: А—автотрансформатор; Т—трехфазный; С—с естественным воздушным охлаждением (сухой); З—в защищенном исполнении; П—для питания погружных электродвигателей.
Например, АТСЗ-100—автотрансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, мощностью 100 кВ*А; ТЗСП-250/6— трансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, для питания погружных электродвигателей, мощностью 250 кВ*А, класс изоляции обмотки высокого напряжения 6 кВ.
Для подключения электронасоса к промысловой сети, его ручного и автоматического включения и защиты при коротких замыканиях, перегрузках по силе тока или срыве подачи служат станции управления.
Промышленностью выпускаются станции управления погружными электродвигателями серии ПГХ-5071 и ПГХ-6072 мощностью от 10 до 100 кВт с номинальным напряжением до 2300 В.
Станции ПГХ-5071 применяют при автотрансформаторном питании погружных электродвигателей, они имеют мгновенную защиту от замыкания токоведущих частей «на землю» при помощи трансформаторов нулевой последовательности.
Станции ПГХ-5072 применяют при трансформаторном питании, они имеют непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «вторичная обмотка трансформатора—кабель—статорная обмотка погружного электродвигателя» с автоматическим отключением установки при падении сопротивления изоляции до 30 кОм.
В остальном схемы станции управления ПГХ-5071 и ПГХ-5072 аналогичны. Станции типа ПГХ-5071 и ПГХ-5072 обеспечивают: ручное включение и отключение установки; автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления напряжения питания, автоматическую работу в режиме программного управления по заранее заданной программе, состоящей из времени работы и времени простоя установки, суммарная продолжительность которых до 24 ч; автоматическое включение и отключение установки, подключенной к автоматизированной групповой системе сбора нефти и попутного газа, в зависимости от давления в коллекторе; управление установкой с диспетчерского пункта.
Станции управления мгновенно отключают установку при коротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, превышающих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с выдержкой времени до 20 с при перегрузках погружного электродвигателя по силе тока, превышающих на 20% силу рабочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.
Дверь шкафа станции управления имеет механическую блокировку с блоком рубильник—предохранитель, трансформаторы тока защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения.
Ручка станции управления снабжена замком с ключом.
Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в южных районах под навесом.
Кабельный барабан предназначен для транспортирования кабеля от завода до потребителя, а также для спуска кабеля в скважину и подъема его из нее.
Сейчас широко распространены механизированные кабельные барабаны со специальным устройством для правильной укладки кабеля при его наматывании на цилиндр.
Для перевозки кабельного барабана с навитым на него кабелем, а также насоса, двигателя, протектора и другого оборудования УЭЦН служит транспортировочный агрегат АТЭ-6. Агрегат монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, снабжен гидравлическим краном для погрузки и разгрузки оборудования. Оборудование размещают на платформе агрегата по всей длине и укладывают на специальных прокладках.
Кабельный барабан погружают на платформу агрегата путем накатывания его по двум откидным погрузочным рампам при помощи лебедки, установленной за гидрокраном.
При отсутствии специальных машин оборудование УЭЦН перевозят на бортовых автомашинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель транспортируют в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки специально изготовленные сани. Кабель перевозится намотанным на барабан. Станции управления необходимо перевозить с соблюдением правил транспортирования контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.
ПОРЯДОК ВЫБОРА УСТАНОВОК ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ
При выборе типоразмера установки погружного электронасоса известными величинами являются: заданный объемный дебит скважины по жидкости; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в ней нефти, воды и газа, по плотности и вязкости этих составляющих; содержание в отбираемой жидкости механических примесей (песка); глубина залегания пласта; температура пластовой жидкости; пластовое давление; коэффициент продуктивности; внутренний диаметр обсадной колонны; буферное давление.
Для выбора насоса при заданном отборе жидкости прежде всего необходимо знать давление, которое он должен создавать.
Требуемое давление (напор) насоса увеличивается с увеличением глубины, с которой необходимо поднимать жидкость, с увеличением гидравлических сопротивлений в подъемных трубах и противодавления на устье скважины и уменьшается за счет работы газа в подъемных трубах.
Давление, создаваемое насосом,
(214)
где H—глубина расположения уровня жидкости в скважине при данном отборе; рпл—плотность пластовой нефти на приеме насоса; рс—гидравлические сопротивления в трубах; Нг—высота подъема жидкости в трубах за счет работы газа; рб—давление на устье скважины.
Плотность пластовой жидкости рпл определяется по известным плотности дегазированной нефти рн, плотности газа рг, газовому фактору Г, объемному коэффициенту нефти В, плотности пластовой воды рв и объемной обводненности в долях единицы b:
(215)
Высоту Hг в формуле (214) приближенно определяют из выражения
(216)
Здесь d—внутренний диаметр подъемных труб; рб—буферное, давление; рнас—давление насыщения; остальные обозначения прежние.
Для выбора типа электронасоса необходимо знать его параметры в условиях отбора им воды, поскольку заводские характеристики приведены именно на такие условия. Поэтому следует учитывать вязкость жидкости и газосодержание в ней, снижающие показатели установок.
Пересчет параметров характеристики насоса с работы его на вязкой жидкости на работу при отборе воды выполняется с помощью пересчетных коэффициентов, определяемых по специальным номограммам, имеющимся в инструкциях по эксплуатации погружных электронасосов.
По полученным значениям подачи и напора насоса в условиях перекачки им воды находят необходимый типоразмер насоса.
При этом, зная внутренний диаметр обсадной колонны, определяют допустимый габарит погружного агрегата. Зазор по диаметру между обсадной колонной и погружным агрегатом должен быть не менее 6 мм.
Диаметр агрегата (рис. 162) определяется из выражения
(217)
где Dдв—наружный диаметр электродвигателя; Dнас—наружный диаметр насоса; hкаб—высота плоского кабеля; S—толщина хомута, крепящего кабель, или хомута и кожуха, защищающего кабель (все размеры в мм);ΔS—увеличение габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (примерно равно 0,5—1,5 мм).
По диаметру погружного агрегата, заданному отбору жидкости, давлению, которое должен создавать насос, выбирают 2—3 типоразмера установок. Установки подбирают так, чтобы заданные отбор и напор насоса находились в области рабочей его характеристики.
Рис. 152. Разрез погружного электронасоса
Напор насоса может быть снижен за счет уменьшения числа ступеней. Рекомендуется снимать не более 20% ступеней. В некоторых случаях допустимо увеличивать буферное давление на устье
скважины за счет установки штуцера. Установку штуцера применяют только в тех случаях, когда необходимо, не поднимая погружной агрегат, изменять режим его работы. Такая необходимость возникает при быстром износе насоса и уменьшении его подачи. При этом уменьшают сопротивление штуцера (заменяют штуцером с большим диаметром) и таким образом поддерживают требуемую подачу насоса.
Глубину подвески насоса определяют в основном в зависимости от двух факторов: 1) снижения характеристики работы системы погружной агрегат—подъемные трубы вследствие попадания свободного газа на прием насоса (чем меньше погружение/под уровень Жидкости, тем больше газа по объему входит в насос и тем хуже его характеристика); 2) уменьшения затрат на оборудование и подземный ремонт при уменьшении погружения (меньше длина труб и кабеля и с меньшей глубины поднимается погружной агрегат при ремонте).
Мощность электродвигателя определяют с учетом к.п.д. насоса:
(218)
где N-мощность двигателя, кВт; Q—подача насоса, м3/с; Н— напор, развиваемый насосом, м; ;ρ—плотность жидкости, т/м3; g— ускорение победного падения (в расчетах принимается равным 10 м/с2), ηн— к.п.д. насоса, равный 0,34—0,58.
При измерении подачи насоса (в т/сут) формула принимает
(219)
По параметрам двигателя (рабочему и пусковому току, напряжению и мощности) подбирают кабель. Кабель должен иметь возможно меньший диаметр, но при этом в нем не должно теряться более 5-6% мощности, а при запуске двигателя снижение напряжения не должно проводить к невозможности запуска двигателя. Закончив выбор элементов установки, спускаемых в скважину, определяю необходимые типоразмеры автотрансформатора и станции управления.
Для облегчения выбора подземного и наземного оборудования УЭЦН разработаны специальные номограммы, а также инструкции, которые имеются в каждом нефтедобывающем предприятии.
СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЦН ДЛЯ БЕСТРУБНОИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Применение погружных электронасосов, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, требует больших затрат времени на выполнение спуско-подъемных операций, свинчивание и развинчивание резьбовых соединений труб. Вместе с этим дальнейшая интенсификация добычи нефти и совершенствование методов разработки нефтяных месторождений с использованием методов искусственного воздействия на пласт вызывают необходимость значительного повышения напора и подачи насосов в пределах применяемых диаметров обсадных колонн.
В последнее время разработан беструбный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск электронасоса в скважину на кабель-канате. Это значительно упрощает и ускоряет процесс спуско-подъемных операций, так как они становятся непрерывными, а трудоемкие операции по соединению насосно-компрессорных труб и креплению к ним кабеля отпадают. При этом методе подъем жидкости из скважины осуществляется непосредственно по обсадной колонне.
Для разделения пространства нагнетания в скважине от полости всасывания насоса применяют специальные пакеры-разобщители. При беструбной эксплуатации можно применять погружной электронасосный агрегат с верхним расположением электродвигателя, что позволяет увеличивать габариты агрегата. По этой схеме (рис. 153) погружной агрегат 1, спущенный в скважину на кабель-канате, опирается на пакер 6, который заранее устанавливают в обсадной колонне скважины в определенном месте. Резиновое уплотнение насоса (у верхней часта пакера) разобщает верхнюю часть колонны от приема насоса. Насос отбирает жидкость из-под пакера и нагнетает ее в обсадную Колонну. Жидкость омывает и охлаждает двигатель. Спуск и установка, а также демонтаж пакера обычно осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб.
Рис. 153. Установка погружного электронасоса для беструбной эксплуатации:
1 — погружной агрегат; 2 — головка крепления кабель-каната; 3 — устье скважины; 4 — лебедка; 5 — обсадная колонна; 6 — пакер
Пакер или разобщитель—это устройство, служащее для герметичного разделения нижней части внутренней полости труб (обсадных, насосно-компрессорных) от верхней. В данном случае пакер отделяет фильтровую зону колонны обсадных труб от ее верхней части. Для спуска погружного агрегата в скважину применяют специальную лебедку, смонтированную на автомашине. После спуска и установки агрегата кабель заклинивается и уплотняется в головке на устье скважины.
Беструбная эксплуатация нефтяных скважин погружными электронасосами способствует расширению области применения и повышению эффективности электронасосов благодаря полному использованию поперечного габарита скважин, снижению гидравлических потерь напора, возможности эксплуатации наклонных скважин и скважин небольшого диаметра (с обсадными колоннами диаметром 141, 127, 114 мм).
Верхнее расположение электродвигателя при беструбной схеме эксплуатации скважин позволяет применять максимально большие диаметры электродвигателя и насоса, а следовательно, резко повышать подачу и напор насоса, а также к.п.д. электродвигателя и насоса и при тех же мощностях уменьшать длину погружного агрегата. Так, для оборудования скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм наружный диаметр насоса может быть принят равным 123 мм вместо 103 мм в серийно изготовляемых для, этих скважин насосах, что дает увеличение подачи на 70—80% и напора на 40—50%.
В обычных условиях эксплуатации серийных насосов потери напора в трубах достигают при больших подачах 15—40% от напора, развиваемого насосом. При подъеме же жидкости непосредственно по обсадной колонне потери напора становятся незначительными. Таким образом, беструбная электронасосная установка дозволяет не только резко увеличить отбор жидкости из скважин, но одновременно существенно увеличить эффективность их работы. Например, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм максимально эффективная подача насосов, спущенных на насосно-компрессорных трубах, составляет 350—400 м3/сут, в то время как по беструбной схеме для этих скважин могут быть созданы установки с подачей до 1000 м3/сут. Расчеты показывают, что в целом беструбные насосы позволяют увеличить добывные возможности установок в 1,5—2,0 раза и повысить эффективность установок на 20—30%.
АВТОМАТИЗАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭДН
Скважина, эксплуатируемая с помощью погружного электронасоса (рис. 154), оснащается станцией управления, электроконтактным манометром, отсекающим клапаном, применение которого обязательно только на фонтанирующих или могущих фонтанировать скважинах.
При помощи станций управления выполняют следующие операции.
1. Автоматический запуск двигателя непосредственно на скважине при перерывах в снабжении электроэнергией.
2. Автоматическое отключение электродвигателя при коротких замыканиях и значительных перегрузках.
Рис. 154. Автоматизированная система управления скважиной, оборудованной погружным электронасосом:
1 — погружной электронасос; 2 — электроконтактный манометр; 3 — отсекающий клапан; 4 — станция управления
3. Защита от перегрузок тока (Iср=1,2 Iном) с выдержкой времени 2 мин.
4. Автоматическое отключение ЭЦН при снижении тока нагрузки ниже 0,85 рабочего (срыв подачи).
5. Защита установки от замыканий «на землю» токоведущих частей (при автотрансформаторной схеме питания).
6. Непрерывный контроль изоляции (для установок с повышающим трансформатором) с отключением двигателя при снижении сопротивления систем кабель—погружной электродвигатель ниже 30кОм.
7. Программное и ручное управление УЭЦН. На автоматизированных скважинах с электропогружными насосами дополнительно выполняются следующие операции.
1. Автоматическое отключение насоса при блокировке скважины на сборной установке и повышении давления в выкидном коллекторе по команде электроконтактного манометра.
2. Автоматическое управление насосом после устранения причины аварии на сборной установке и снижения давления в выкидном коллекторе до нормального по команде электроконтактного манометра.
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН
Перед монтажом установки погружного электронасоса необходимо тщательно подготовить скважину к ее эксплуатации: очистить забой от грязи, песчаной пробки и посторонних предметов; проверить внутренний диаметр обсадной колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 3 мм больше максимального диаметра погружного агрегата (длина шаблона 10 м).
Погружное оборудование УЭЦН монтируют на устье скважины и, непосредственно перед его спуском. Монтаж производится при соблюдении максимальной чистоты, с очисткой всех элементов, проверкой вращения валов и свободной посадки шлицевых муфт, закачкой масла в двигатель и опрессовкой его. Все эти работы должны выполняться согласно инструкции по монтажу, имеющейся в каждом НГДУ.
Монтаж заканчиваемся установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из межтрубного (кольцевого) пространства; установкой на нагнетательном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях).
При эксплуатации погружных электронасосов периодически замеряют подачу насоса, напряжение и силу тока; данные этих замеров регистрируются в журнале.
Подбором ответвлений автотрансформатора или трансформатора устанавливают минимальное значение рабочего тока двигателя.
Не реже одного раза в месяц проверяют надежность крепления кабелей и перемычек ответвлений автотрансформатора или трансформатора. Станцию управления и автотрансформатор или трансформатор тщательно обследуют и проверяют раз в год. При этом выполняют работы, рекомендуемые инструкцией по эксплуатации установок.
Погружной агрегат поднимают при отсутствии или резаком снижении подачи насосом жидкости и при снижении сопротивления изоляции кабеля и двигателя до 30 кОм и менее.
ВИНТОВЫЕ ЭЛЕКТРОНАСОСЫ
Установка погружного винтового электронасоса состоит из агрегата (двигателя, гидрозащиты, насоса), спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах; кабеля; оборудования устья скважины; автотрансформатора и станции управления, т. е. все узлы установки, за исключением самого насоса, такие же, как и в установке погружного центробежного электронасоса. Кроме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН применяют двухполюсные электродвигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин. Конструктивно двигатели идентичны.
Погружной винтовой насос (рис. 155) имеет следующие основные узлы и детали: пусковую муфту 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя (ПЭД); эксцентриковые муфты 2 и 5; правые и левые обоймы с винтами 3, 4,6 и 7; предохранительный клапан 8 шламовую трубу 9. Его рабочими органами являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую, поверхность с шагом, в два раза большим шага винта.
Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой 7 проходит к предохранительному клапану 8 и далее в подъемные трубы. Пустое пространство между винтом и обоймой ограничивается контактной уплотняющей линией так, что всасывающая полость отделяется от нагнетательной полости как в неподвижном, статистическом положении, так и в любой момент вращения винта в обойме. Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на один шар обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. Жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.
Рис. 155. Винтовой погружной сдвоенный насос
Рис. 156. Рабочие органы одновинтового насоса (обойма и винт):
d—диаметр поперечного сечения винта; е — эксцентриситет винта; Тоб— шаг винтовой спирали обоймы, равный двум шагам 2t винтовой спирали винта
Отличительной особенностью рабочего винта является то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси вращения, представляет собой правильный круг. Центры этих кругов расположены на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. Расстояние центра поперечного сечения винта от его оси называется эксцентриситетом и обозначается буквой е. Поперечные сечения обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг друга. Одно из таких поперечных сечений винта в обойме изображено на рис. 156. Сечение внутренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с радиусами, равными половине диаметра сечения винта, и двумя общими карательными. Длина карательных, т. е. расстояние между центрами этих полуокружностей, равна 4е. Благодаря вращению вала насоса винт вращается вокруг своей оси, одновременно ось винта совершает вращение по окружности диаметром с1=2е в обратном направлении.
Винтовой насос — насосе объемного действия, и, следовательно, его теоретическая производительность прямо пропорциональна частоте вращения вала.
Так как винт, вращаясь, в осевом направлении не перемещается, то, естественно, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. Таким образом, за один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. Так как осевое перемещение жидкости за один оборот винта равно Т (из рис. 156 шаг обоймы Т=2t), то подача одновинтового насоса
(220)
где 4 еD—площадь поперечного сечения потока жидкости.
Подача насоса за одни сутки составит
(221)
В этих формулах: е—эксцентриситет винта; D—диаметр сечения винта; Т—шаг обоймы; n—частота вращения вала насоса, об/мин; ηоб—объемный к.п.д. насоса.
Если размеры насоса принять в метрах, подача его будет измеряться в м3/сут.
Объемный коэффициент полезного действия насоса принимается равным 0,7—0,9. Эта величина зависит от посадки винта в обойме (с натягом или зазором), характеристики резины и развиваемого насосом напора.
На наших промыслах погружные винтовые электронасосы применяют для скважин со 140- и 146-мм обсадными колоннами с минимальными внутренними диаметрами соответственно 121,7 и 130 мм.
В сдвоенной схеме (см. рис. 155) две центробежные силы от одинаковых мас1с винтив направлены (при сборке насоса) в противоположные стороны и уравновешены, однако остается неуравновешенным момент от пары этих сил. Вектор момента создает небольшую вибрацию насоса, неопасную для узлов и деталей насоса по прочности, но способствующую хорошему наполнению приемных полостей насоса.
Поскольку по данной схеме рабочие органы насоса соединены между собой на параллельную работу, другим ее достоинством является то, что при тех же диаметральных габаритах насоса мы получаем удвоенную подачу. Для насоса, изображенного на рис. 155, подача за сутки составит
(222)
или
(223)
В погружных винтовых насосах применяется ряд специфических узлов и деталей, которые присущи только насосам этого типа, а именно: пусковая и эксцентриковая муфты; предохранительный клапан; шламовая труба.
Пусковая муфта соединяет вал протектора и двигателя с валом насоса и с помощью выдвижных кулачков осуществляет пуск насоса при достижении ротором электродвигателя определенной частоты вращения, соответствующей максимальному крутящему моменту. Такая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя.
Пусковая муфта выполняет также и другую важную функцию—она не позволяет валу насоса вращаться в сторону, противоположную заданной, и тем самым предохраняет насос от развинчивания резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов—от перегрева и разрушений при отсутствии жидкости и из-за сухого трения между винтом и обоймой.
Пусковая муфта также отключает насос от гидрозащиты и двигателя при аварийном выходе из строя одного из рабочих органов и при проседании вала насоса.
Эксцентриковые муфты, установленные между промежуточным валом и винтом и между винтами, обеспечивают за счет подвижных шарниров возможность винтам совершать в обоймах сложное Планетарное движение. В зависимости от передаваемой мощности и частоты вращения применяют разные, но конструктивно аналогичные эксцентриковые муфты.
Поршеньково-золотниковый предо хранительный клапан оригинальной конструкции выполняет при работе и остановках насоса ряд функций, важнейшие из которых следующие: а) пропускает жидкость в колонну насосно-компрессорных труб при спуске насоса в скважину; б) обеспечивает слив жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при подъеме установки из скважины; в) препятствует при остановках насоса сливу жидкости из колонных труб через рабочие органы насоса (вся жидкость сливается через клапан в затрубное пространство, минуя насос); г) перепускает часть жидкости из колонны труб обратно в скважину при недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа; д) предохраняет насос путем перепуска части жидкости в затрубное пространство (скважину) при повышении в напорных трубопроводах давления сверх допустимого, строго регламентированной величины; е) обеспечивает отбор жидкости из скважин с низким пластовым давлением, не допуская снижения уровня жидкости до приемной сетки, так как при снижении динамического уровня клапан сбросив откачиваемую жидкость из насосно-компрессорных труб обратно в скважину, что приведет к прекращению или уменьшению подачи, при этом сработает релейная защита и отключит установку.
Если же по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в скважине и повышения динамического уровня клапан перекроет перепускные отверстия и сброс жидкости в скважину прекратится, насос начнет подавать ее на поверхность до определенного снижения динамического уровня, повторится сброс жидкости, описанная выше цикличность будет повторяться до тех пор, пока установку не отключат. Такая вынужденная периодическая эксплуатация предохранит обойму винтового насоса от сухого трения и предотвратит аварию электронасоса.
Шламовая труба в данной конструкции предназначена для предохранения насоса от попадания с поверхности механических примесей или окалины с внутренних стенок труб при монтаже установки в скважине, а при остановках насоса—для предохранения его от механических примесей, выпадающих в виде осадка из откачиваемой жидкости.
Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при широком диапазоне изменения давления. Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях. Например, для насосов с напорами до 1000 м и подачами от 40 до 100 м3/сут зона оптимального к.п.д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Характерная особенность винтовых насосов— значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости.
Это обстоятельство делает особенно эффективными погружные винтовые насосы для добычи вязкой и высоковязкой нефти.
Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи.
При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости. Кроме описанных видов погружных бесштанговых насосов—электрических и винтовых, в мировой и отечественной практике, известны и другие виды—гидропоршневые, вибрационные, струйные, турбинные, диафрагменные.
<== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
КУЛЬТУРА ДРЕВНЕГО ЕГИПТА | | |
Дата добавления: 2019-07-26; просмотров: 3892;