Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения

Геологическое строение Приразломного месторождения. Эффективность и область применения установок электроцентробежных погружных насосов. Конструктивные отличия погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения. Насосы износостойкого исполнения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


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.
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.
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.
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.
2.1 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
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.
Газовый фактор при усл. Сепарации, м3/т
Объемный коэффициент при усл. Сепарации
Плотность нефти при усл. Сепарации, кг/м3
Плотность нефти, при 20 град.С, кг/м3
Кинематическая вязкость, мм2/сек при 200С
Температура насыщения нефти парафином, 0С
Таблица 2.5. Компонентный состав, %-мольный.
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:
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
Коэффициент продуктивности м310/сут. МПа
Таблица 2.7. Запасы нефти и газа по горизонту БС4-5.
При подсчете запасов пористость принималась 18%, нефтенасыщенность 72%, переводной коэффициент 0.84, удельный вес нефти 855 кг/т.
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.
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.

Таблица 3.2.Показатели разработки Приразломного месторождения.
Накопленная добыча жидкости ,тыс.т.
Фонд добывающих скв. на конец г. шт.
Среднесуточный дебит одной добывающей скв, т/сут
Накопленная добыча жидкости ,тыс.т.
Фонд добывающих скв. на конец г. шт.
Среднесуточный дебит одной добывающей скв, т/сут
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).
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
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%.
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
Сравнительный анализ работы установок электроцентробежных погружных насосов отечественного и зарубежного исполнения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Безопасность жизнедеятельности на литейном цехе
Краткая Характеристика По Практике Пример
Дипломная работа: Реклама как необходимый элемент в продвижении продукции компании
Сочинение По Тексту Бакланова
Формы Международных Расчетов Реферат
Диссертация Финансовые Ресурсы Страховой Компании
Дипломная работа: Способы и методы управления конфликтной ситуацией на фирме
Дипломная работа по теме Разработка стратегии развития физической культуры и массового спорта в Вологде
Дипломная работа по теме Автоматизация процесса складского учета в ООО 'Альянс-Трейд'
Учебное пособие: Методические указания по выполнению курсового проекта Дисциплина «Информационные технологии электронного бизнеса»
Сочинение Благодаря Знаниям Биологии Я Могу
Реферат Общественно Демографическая Дифференциация Современного Общества
Как Писать Сочинение Рассуждение План
Реферат: Августа Ада Лавлейс. Скачать бесплатно и без регистрации
Из Скольки Абзацев Должно Состоять Декабрьское Сочинение
Сочинение Огэ На Тему Преданность
Курсовая работа по теме Правовое государственное регулирование пенсионного обеспечения
Школы Человеческих Отношений Реферат
Монолог Чацкого Сочинение
Сочинение Каша Из Топора 5 Класс
Бухгалтерский учет уставного капитала - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Железные руды - Геология, гидрология и геодезия реферат
Бухгалтерский учет и имущество организации - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа