Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин. Курсовая работа (т). Геология.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
1. Характеристика оборудования при эксплуатации
скважин УЭЦН
скважина бурение электроцентробежный
насос
Установки электроцентробежных насосов
предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных
пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В
зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой
жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной
корозионно-износостойкости.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН),
как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший
КПД среди всех механизированных способов добычи нефти
При работе УЭЦН, где в откачиваемой
жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 происходит
засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие,
усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит
перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.
Установка погружного
электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного
насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии,
колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования:
трансформатора и станции управления или комплектного устройства.
Расшифровка условных обозначений установок
приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2 (1) - номер
модификации; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н
- насос; И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной
стойкости); 6 (5; 5А) - группа установки; 350 - подача насоса в оптимальном
режиме по воде в м 3 /сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах
водяного столба.
Установки УЭЦНК могут добывать пластовую
жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения - с
содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со
средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки
обычного исполнения - при содержании механических примесей менее 0,1г/л.
Установки группы 5 предназначены для
эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм,
группы 5А - 130,0мм, группы 6 - 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и
УЭЦН6-700-800 - с диаметром не менее 148,3мм.
Промышленностью выпускаются насосы для отбора
жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м
2 Содержание сероводорода в
добываемой продукции- до 0,01
Минимальное содержание попутной воды
до 99%
Содержание механических примесей до
0,5
Содержание свободного газа не более
25%
К наземному оборудованию относится
станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая
арматура.
Электрооборудование, в зависимости от схемы
токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для
погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию
управления и трансформатор.
Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН)
к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из
наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение
наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной
коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.
Площадка для размещения наземного
электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от
снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать
и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и
подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.
При помощи станции управления осуществляют
ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении
подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при
коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает
жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам
трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости,
применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают
обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в
НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время
работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления
снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива
жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.
Трансформатор (автотрансформатор) используют для
повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.
У трансформаторов предусмотрено масляное
охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой
стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи
оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля,
загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Переключение отпаек производится при полностью
отключенном трансформаторе.
Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток
высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с
воздухосушителем.
Бак трансформатора заполняется трансформаторным
маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.
На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт
установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от
продуктов старения.
привод переключателя ответвлений обмоток ВН
(один или два);
ртутный термометр для измерения температуры
верхних слоев масла;
съемные ввода ВН и НН, допускающие замену
изоляторов без подъема извлекаемой части;
расширитель с маслоуказателем и
воздухоосушителем;
металлический короб для предохранения вводов от
попадания пыли и влаги.
Воздухоосушитель с масляным затвором
предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха,
поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла
Устьевая арматура предназначена для отвода
продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.
Устьевая арматура скважины, подготовленной к
запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей
затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при технологической
целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение
этого пункта несёт ЦДНГ.
Устьевая арматура скважины, кроме функций
выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность
перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний
является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.
Устьевая арматура скважины, манифольды и
выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока.
Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и
относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.
Устьевая арматура скважин, через которые
осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в
порядке, установленном для фонтанной арматуры.
К подземному оборудованию относится НКТ,
насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.
Погружной насосный агрегат спускается в скважину
на НКТ и состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного
электродвигателя и протектора.
Валы электродвигателя насоса и протектора
соединяются муфтами.
Насосно- компрессорные трубы НКТ применяется при
эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого
назначения.
Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89;
114 мм
Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм
Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм
По точности и качеству НКТ изготовляются в двух
исполнениях А и Б по видам: гладкие по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ
14-161-179-97, АРI 5СТ;
с высаженными наружу концами по ТУ
14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97,
АРI 5СТ; гладкие высокогерметичные по ГОСТ
633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97; гладкие с узлом уплотнения из полимерного
материала по ТУ 14-3-1534-87; гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной
пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;
гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу
концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие
повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся
хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.
трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;
трубы с высаженными наружу концами с треугольной
резьбой и муфтами (В);
трубы гладкие высокогерметичные с
трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);
трубы с высаженными наружу концами,
трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).
Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб
обеспечивают:
проходимость колонн в стволах скважин сложного
профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;
достаточную прочность на все виды нагрузок и
необходимую герметичность соединений колонн труб;
требуемую износостойкость и ремонтопригодность.
Насосно-компрессорные трубы соединяются между
собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Насосно-компрессорные трубы
производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и качеству
изготовляются в двух исполнениях А и Б.
Насосно-компрессорные трубы применяются в
процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей
и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.
Система прослеживания обеспечивает постоянное
соответствие качества и требуемых характеристик 100% насосно-компрессорных
труб.
Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в
следующих исполнениях и их комбинациях:
с узлом уплотнения из полимерного материала;
1.2.1.1 Расчет диаметра
насосно-компрессорных труб
Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ)
определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в
скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по
дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна
быть в пределах V ср = 1,2-1,6 м/с, причем меньшее значение берется
для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м 2 ,
V СР - выбранная
величина средней скорости. V СР= 1.5.
Исходя из ближайшего внутреннего
диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ (табл.1.1). Если разница получается
существенной, то корректируется V с р :
где F вн - площадь
внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.
Таблица 1.1. Характеристика
насосно-компрессорных труб (НКТ)
Длина
резьбы до основной плоскости L, мм
1.2.2 Погружные центробежные насосы
Область применения центробежных
насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м 3 /сут; по
напорам 740-1800 и (для отечественных насосов).
Наиболее эффективны эти насосы
при работе в скважинах с большими дебитами.
Однако для УЭЦН существуют
ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость,
высокое содержание механических примесей и т.д.
Создание насосов и
электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН
к характеристике скважины по дебитам и напорам.
Все эти факторы с учетом
экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе
способов эксплуатации скважин.
Установки погружных насосов
спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q №
до 150 м 3 /сут, 73 мм при 150 < Q»
< 300 м 3 ,- сут. 89 мм при Q e
> > 300 м 3 /сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для
воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих
коэффициентов.
Очевидно, что желательно
подбирать насос по дебн-там п напорам в области наибольшего КПД п минимальной
потребной мощности. Установки ЭЦНК могут работать с жидкостями, содержащими до
1.25 г/л H,S,
тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H : S.
Насосы обычного исполнения
рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г/л
механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с
содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г/л
механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с
содержанием сероводорода до 1,25 г л и водородным показателем рН 6,0-8,5.
Для отбора агрессивных
пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических
примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они
относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.
Установки погружных
центробежных насосов
В установку ЭЦН входят
погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с
гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных
насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или
фонтанная арматура
АФК1Э-65х14; станция управления
и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья
скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и
насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом
устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины
поступает на поверхность по колонне НКТ.
Погружной электронасос,
электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками.
Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются
шлицевыми муфтами.
В зависимости от поперечного
размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три
условные группы: 5, 5А и 6 (таб 1.2).
Рассмотрим обозначение
установки на примере 1У9ЭЦН5А-250-1400:
- порядковый номер модификации
установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод
от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа
насоса; 250 - подача, м 3 /сут;
Погружной насос секционный,
многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и
направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы
имеют от 145 до 400 ступеней.
Насос состоит из одной или
нескольких секций, соединенных между собой при помощи фланцев. Секция имеет
длину до 5,5 м.
Поперечный
размер установки, мм Внутренний диаметр эксплуатационной колонны
Длина насоса определяется
числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса - подачи
и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой
собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса
устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке
и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в
корпусе между основанием и верхней гайкой.
Снизу в корпусе крепится
основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые
жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса
находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой
крепятся насосно-компрессорные трубы.
1.2.2.1 Определение необходимого напора ЭЦН
Необходимый напор определяется из уравнения
условной характеристики скважины:
где h СТ -
статический уровень жидкости в скважине, м; - депрессия, м; h тр - потери
напора на трение в трубах; h Г - разность
геодезических отметок сепаратора и устья скважины; h c - потери
напора в сепараторе.
Депрессия определяется при
показателе степени уравнения притока, равном единице:
где К-коэффициент продуктивности
скважины, м 3 /сут*МПа; - плотность жидкости, кг/м 3 ;
g=9,81 м/с 2 .
Потери напора на трение в трубах, м,
определяются по формуле:
h-глубина
погружения насоса под динамический уровень;
-расстояние от скважины до
сепаратора, м; -коэффициент
гидравлического сопротивления.
Коэффициент определяют
в зависимости от числа и
относительной гладкости труб :
где -кинематическая вязкость жидкости, м 2 /с;
где -шероховатость стенок труб, принимая
для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 6,1 мм.
Способом определения является
вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:
Потери напора на преодоление
давления в сепараторе:
где p с - избыточное
давление в сепараторе.
Подставляя вычисленные значения и наперед
заданные в формулу
(4), найдем величину необходимого напора для данной скважины.
По таблице 1.3. выбираем ЭЦН с
числом ступеней
Таблица 1.3.Характеристики погружных
центробежных насосов
ЭЦНИ5-40-850
ЭЦН5-40-1400 ЭЦНИ5-40-950
ЭЦН5-80-850
ЭЦН5-80-1200 ЭЦНИ5-80-1550
ЭЦН5-130-600
ЭЦН5-130-1200 ЭЦНИ5-130-1200
ЭЦН5А360-600
ЭЦН5А-360-700 ЭЦН5А-360-850
ЭЦН6-100-900
ЭЦНИ6-100-900 ЭЦН6-100-1500 ЭЦНИ6-100-1500
ЭЦН6-160-850
ЭЦНИ6-160-750 ЭЦН6-160-1100 ЭЦНИ6-160-1100 ЭЦН6-160-1450 ЭЦНИ6-1601450
750-930
605-830 980-1260 1195-875 1380-1740 1140-1550
130-185
130-185 130-185 130-185 130-185 130-185
ЭЦН6-250-800
ЭЦНИ6-250-800 ЭЦН6-250-1050 ЭЦНи6-250-1050 ЭЦН6-250-1400
550-850
615-920 820-1230 815-1175 960-1490
190-320
200-330 190-320 200-330 200-330
ЭЦН-6-500-450
ЭЦНИ6-500-450 ЭЦН6-500-750 ЭЦНИ6-500-750
Таблица 1.4. Параметры ЭЦН в модульном
исполнении
ЭЦНМ5-50-1300
ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700
1005-1400
1005-1400 1275-1780 1275-1780
ЭЦНМ5-80-1200
ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550
ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800
1235
1235 1425 1425 1575 1575 1800 1800
175-1290
675-1290 1155-1490 1155-1490 855-1640 855-1640 980-1880 980-1880
0-115
0-115 0-115 0-115 0-115 0-115 0-115 0-115
51,5
51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5 51,5
26,7
26,7 30,4 30,4 33,1 33,1 38,4 38,4
ЭЦНМК5-125-1000
ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300
ЭЦНМК5-125-1800 ЭЦНМ5-125-1800
1025
1025 1175 1175 1290 1290 1770 1770
455-1135
455-1135 525-1305 525-1305 575-1440 575-1440 785-1960 785-1960
105-165
105-165 105-165 105-165 105-165 105-165 105-165 105-165
58,5
58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5 58,5
29,1
29,1 34,7 34,7 38,1 38,1 51,7 51,7
ЭЦНМ5-200-800
ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1400
ЭЦНМ5А-160-1450
ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750
ЭЦНМК5А-160-1750
805-1535
805-1535 1040-1760 1040-1760 1125- 1905 1125- 1905
125-205
125-205 125-205 125-205 125-205 125-205
ЭЦНМ5А-250-1000
ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1400
ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700
1000
1000 1090 1090 1385 1385 1685 1685
600-
1140 600- 1140 650-1240 650-1240 825-1575 825-1575 1010-1920 1010-1920
195-340
195-340 195-340 195-340 195-340 195-340 195-340 195-340
61,5
61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5 61,5
55,1
55,1 60,1 60,1 76,3 76,3 92,8 92,8
ЭЦНМ5А-400-950
ЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250
826-1180
826-1180 1080-1540 1080-1540
ЭЦНМ5А-500-800
ЭЦНМК5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМК5А-500-1000
765
-845 765 -845 935-1035 935-1035
ЭЦНМ6-250-1400
ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600
935-1540
935-1540 1035-1705 1035-1705
Центробежный насос приводится
во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем
переменного тока с короткозамкнугым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.
Двигатель состоит из статора,
ротора, вала головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной
трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.
Двигатель заполняется
специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой
диэлектрической прочностью).
Статор собирается из активных и
немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы
обмотки соединены в звезду.
Выводные концы обмотки статора
соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту
кабельного ввода.
двигатель состоит из статора,
ротора, вала головки и основания.
Корпус статора изготавливается
из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания
двигателя.
Двигатель заполняется
специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой
диэлектрической прочностью).
Статор собирается из активных и
немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы
обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с
кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.
Короткозамкнутый
многосекционный ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с
подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции
масла в полости двигателя. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные
по торцам с короткозамыкающими кольцами.
Электродвигатель секционного
исполнения состоит из двух
секций - верхней и нижней,
каждая из которых имеет те же основные узлы, что н односекционный двигатель, но
конструктивно эти узлы выполнены различно.
Протектор имеет две камеры,
заполненные рабочей жидкое тью электродвигателя Камеры разделены эластичным
элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями Вал протектора
вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая
воспринимает осевые на грузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в
скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части
протектора.
Компенсатор состоит из камеры,
образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей
жидкостью электродвигателя.
Полость за диафрагмой
сообщается со скважиной отверстиями
Кабельная линия, обеспечивающая
подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного
электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского
кабеля, муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В
зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК (в
качестве основного).
1.2.2.2 Расчет и подбор центробежного насоса
Подбор насоса для заданной подачи, необходимого
напора и диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по
характеристикам погружных центробежных насосов (табл. 1.2. или табл.1.3.). При
этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор
насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженным
максимум.
Учитывая, что табличные характеристики (табл.
1.3. или табл.1.4.) построены для воды, следует изменить табличные значения
напора в соответствии с плотностью реальной жидкости по соотношению:
где Н в - табличное
значение напора ЭЦН; р в - плотность пресной воды; .р ж -
плотность реальной жидкости.
Для совмещения характеристик
скважины и насоса применяют два способа.
.На выкиде из скважины устанавливают
штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный
напор насоса ΔH=H-H c . Однако,
этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в
целом.
.Второй способ предусматривает
разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее
экономичный, так как КПД насоса не изменяется. Число ступеней, которое нужно
снять с насоса для получения необходимого напора, равно
где Н ж - напор насоса по
его характеристике, соответствующий дебиту скважины; Н с -
необходимый напор скважины; z - число ступеней насоса.
Погружные электрические двигатели
(ПЭД) применяются в качестве привода для ЭЦН, выпускаются в габаритных группах:
103 и 117 мм, мощностью от 12 до 300 кВт.
Широкая номенклатура выпускаемых ПЭД
различной мощности позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание
“двигатель-насос” для обеспечения работы установки с максимально возможным
коэффициентом полезного действия. Технология изготовления обуславливает высокое
качество и надёжность погружных электрических двигателей производства ОАО
“БЭНЗ.
Статор выполняется с закрытым пазом,
что повышает чистоту внутренней полости двигателя, позволяет успешно применять
пазовую изоляцию в виде трубки. В роторе электродвигателя применены
оригинальные подшипники, имеющие механическую фиксацию от проворота и
сохраняющие при этом возможность лёгкого перемещения вдоль оси вала.
Применение специальных
электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при
температуре пластовой жидкости до 120 °С, в высокотермостойком исполнении - до
150 °С.
После сборки на специальных стендах
на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель
испытывается на станции, в условиях, приближённых к реальным, в том числе, с
нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергается 100% двигателей, после
испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль
сопротивления изоляции по индексу поляризации.
Погружной электродвигатель является
составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же
насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной
бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита,
поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания.
Жидкость может быть самая различная - от воды, смеси соль-воды до нефти и ее
смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная,
приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного
электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание. Погружные
электродвигатели для добычи нефти производятся в самом разном исполнении,
мощностью от 10 до 1600 л.с. Так как двигатель работает при температуре до 90˚
С существуют специальные теплостойкие исполнения электродвигателя (до +140˚С).
Поскольку ПЭД работает полностью погруженным в жидкость, то одним из главных
условий надежной работы является его герметичность. Двигатель заполняется
специальным маслом, которое служит как для охлаждения двигателя, так и для
смазки деталей.
статор с рихтовкой внутренней
расточки;
термостойкие колодки токоввода (до
+220(С) с фиксацией;
подшипники ротора из немагнитного
чугуна;
пара трения в корпусных деталях,
подшипниках ротора термообработанная сталь - металлофторопласт;
вал ротора с центральным и осевыми
отверстиями, имеется контур циркуляции масла;
втулки подшипников ротора и
подшипников корпусных деталей имеющие осевые отверстия для смазки.
1.2.3.1 Расчет и выбор электродвигателя
Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт,
определяют по формуле:
где - КПД насоса по его рабочей
характеристике, -
наибольшая плотность откачиваемой жидкости.
Учитывая, что КПД передачи от
двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92-0,95 (подшипники
скольжения), определим необходимую мощность двигателя:
Ближайший больший по мощности
типоразмер электродвигателя выбираем по табл.1.5 с учетом диаметра
эксплуатационной колонны (140мм-103мм; 146мм-117мм; 168мм-123мм).
Запас мощности необходим для
преодоления высоких пусковых моментов УЭЦН.
Таблица 1.5. Характеристики
погружных электродвигателей
ПЭД14-103
ПЭД20-103 ПЭД28-103 ПЭД40-103 ПЭДС55-103
ПЭД17-123
ПЭД35-123 ПЭД46-123 ПЭД55-123 ПЭД75-123 ПЭД100-123
Кабельная линия обеспечивает подвод
электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими
колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним
металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над
секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает
жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ .
Кабель проходит из верхней части
электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности
каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья
скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех
жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного
зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше
насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим
круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую
оболочку для защиты от повреждения.
Кабельная линия, т.е. кабель, намотанный на
барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой
кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из
прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены
параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе
имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В
металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового
уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.
Кабель крепят к трубам
стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты.
После спуска двух-трех труб устанавливают обратный клапан.
Кабель, закрученный вокруг
труб, увеличит общий диаметральный размер погружной части установки и при
спуске может получить механическое повреждение.
1.2.4.1 Расчет и выбор электрокабеля
Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному
току электродвигателя, исходя из плотности i
рабочег
Похожие работы на - Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин Курсовая работа (т). Геология.
Сочинение На Тему Путешествие По Средневековью
Курсовая работа по теме Особенности социально-педагогической деятельности с приемной семьёй
Учебное пособие: Методические указания обсуждены и одобрены на заседании. Методического совета кгму. Протокол №10 от 09. 06. 2010 г. Утверждены и рекомендованы к изданию Ученым советом кгму. Протокол №11 от 01. 07. 2010 г
Скачать Образец Титульного Листа Курсовой Работы
Дипломная работа по теме Доходы бюджета Республики Беларусь
Доклад: Життя і творчий шлях Рея Бредбері
Курсовая Работа На Тему Психосексуальное Развитие Подростков
Эссе Дорога
Менің Заманымның Келбеті Эссе
Значение Местного Самоуправления В Рф Диссертация
Эссе Право И Долг Подобны
Реферат: Легенда об основании Молдавского княжества
Реферат по теме Администрирование Windows XP
Сочинение На Тему Нужна Ли Смертная Казнь
Реферат: Иностранная интервенция на Европейском Севере России
Курсовая работа: Роль консультирования в деятельности высшего менеджмента
Реферат по теме Психология межэтнических отношений
Сочинение На Тему Положительные Герои Недоросль
Мировые Демографические Проблемы Реферат
Курсовая Аудит Расчетов С Поставщиками И Подрядчиками
Похожие работы на - Технологии подбора и отбора персонала
Реферат: Октябрьская революция в Судане
теплообменника подогрева сетевой воды