Двигатель эцн


Типы центробежных насосов — Добыча нефти и газа

Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов, заключенных в стальной корпус в виде трубы. Рабочие колеса и направляющие аппараты собираются на одном валу, который поддерживается осевой опорой.Направляющие аппараты, представляющие собой единый пакет, опираются на основание и закреплены от проворота в корпусе верхним подшипником.   Рабочие колеса посажены на вал при помощи шпонки, которая входит в паз вала и в паз каждого колеса. Такая конструкция позволяет передать вращение от вала к рабочим колесам. [рабочее колесо] Различают следующие схемы сборки насосов: -с «плавающим» типом рабочих колес, -«компрессионная» сборка, -«пакетная» сборка.

НАСОСЫ С «ПЛАВАЮЩИМ ТИПОМ» РАБОЧИХ КОЛЕС. В насосах такой конструкции, рабочие колеса не фиксированы на валу и могут перемещаться вдоль вала между двумя направляющими аппаратами, то есть «плавать». Вал, который не несет на себе нагрузку от колес, подвешивается на осевой опоре. При работе насоса, каждое рабочее колесо, опирается нижним диском на кольцевой бурт направляющего аппарата.

Для уменьшения силы трения в нижний диск рабочего колеса запрессована опорная шайба из износостойкого материала (текстолит, карбонит и т.п.). Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, пусковой режим) рабочее колесо может «всплыть», т.е. переместиться до опорного бурта верхнего направляющего аппарата, в верхний диск колеса также запрессовывается опорная шайба. Таким образом, осевое усилие от каждого рабочего колеса (собственный вес колеса, перепад давления между верхней и нижней частью колеса и т.д.) передается на соответствующий направляющий аппарат, и далее воспринимается корпусом насоса. Осевое усилие от вала насоса (собственный вес вала, давление на верхний торец вала, осевое усилие от прихваченных к валу колес и т.д.) воспринимается осевой опорой вала. Осевая опора состоит из пяты и подпятника, каждая из которых представляет собой, установленную в металлическую обойму, шайбу из бельтинга, силицированного графита или керамики.  Пята через шпонку посажена на вал и удерживается в осевом направлении посредством дистанционного и стопорного кольца. Подпятник опирается на верхний подшипник, а за счет паза входящего в отверстие верхнего подшипника, удерживается от проворота. Осевая сила от вала передается пятой через стопорное и дистанционное кольцо подпятнику. При работе насоса, жидкость из верхнего подшипника, по зазору между втулкой и подпятником, поступает к центральной части пяты. При вращении пяты жидкость по канавкам нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Основным недостатком такой конструкции является подверженность осевой опоры воздействию механических примесей. Поэтому в настоящее время заводы-изготовители погружного оборудования выпускают насосы без осевой опоры вала в секциях. В таких насосах восприятие осевого усилия от вала осуществляется: пятой протектора гидрозащиты, осевой опорой специального входного модуля или осевой опорой газосепаратора. Поперечные (радиальные) усилия, возникающие при работе насоса, воспринимают радиальные подшипники. В каждой секции насоса обычного исполнения вал вращается в двух подшипниках - верхнем и нижнем. Для предотвращения изгиба и сохранения прямолинейности вала в насосах износостойкого исполнения устанавливаются промежуточные радиальные подшипники.   В усовершенствованных конструкциях насосов радиальные подшипники размещают в направляющих аппаратах, что позволяет отказаться от установки промежуточных подшипников и сэкономить полезное пространство для дополнительных ступеней.  «КОМПРЕССИОННАЯ» СБОРКА НАСОСА. В таких насосах за счет точной подгонки высоты ступиц рабочих колес, обеспечивается их соприкосновение друг с другом. Такая «гребенка» колес фиксируется на валу. Таким образом, осевое усилие от каждого рабочего колеса передается на вал. Для восприятия такой осевой нагрузки требуется усиленная осевая опора, разместить которую в насосе не представляется возможным. Поэтому вся осевая нагрузка от вала насоса передается на пяту гидрозащиты.

Преимущества «компрессионной» сборки: применение в условиях повышенного содержания механических примесей в добываемой продукции; разгрузка дисков рабочих колес от осевой нагрузки (в некоторых случаях опорные шайбы рабочих колес могут отсутствовать). Недостатком «компрессионной» сборки является сложность монтажа. Так как для того чтобы рабочие колеса не соприкасались с направляющими аппаратами, при монтаже насоса осуществляется подгонка зазора в рабочих ступенях за счет установки специальных калиброванных пластин между валами в шлицевых муфтах.«ПАКЕТНАЯ» СБОРКА НАСОСА. В таких насосах несколько рабочих колес и направляющих аппаратов (от 3 до 10 пар) собираются в пакеты, при этом высота ступиц рабочих колес подобрана таким образом, чтобы между колесами был небольшой зазор. Особенностью такой сборки является способность насоса, точнее, отдельных его элементов, менять свои функции в зависимости от режимов работы, параметров перекачиваемой среды и интенсивности износа. Рабочие колеса, изначально установленные «плавающими», по мере износа опорных шайб начинают передавать свою осевую нагрузку на нижние колеса, образуя «гребенку», характерную для компрессионных ступеней. В результате весь пакет начинает передавать суммарную осевую нагрузку на специальную осевую опору, установленную в нижней части каждого пакета. В этом положении нагрузка с опорных шайб колес снимается, и их износ практически прекращается, при этом протечки мевду ступенями минимальны, поскольку зазоры в уплотнениях близки к нулю. «Пакетная» сборка обладает всеми преимуществами «компрессионной» сборки и лишена её главного недостатка - не требует подгонки при монтаже, что существенно уменьшает время монтажа и возможность ошибок монтажника.  Каждая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата. Рабочее колесо состоит из двух дисков - нижнего, в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре, и верхнего - сплошного диска со ступицей, через которую проходит вал. Между дисками, соединяя их в единую конструкцию, находятся лопасти, плавно изогнутые в сторону, противоположную направлению вращения колеса.   Направляющий аппарат состоит из диффузора, в виде стакана с отверстием большого диаметра в центре, и диска с отверстием, диаметр которого чуть больше диаметра втулки рабочего колеса. [направляющий аппарат] Между диффузором и диском, соединяя их в единую конструкцию, находятся лопатки, изогнутые в ту же сторону, что и лопатки рабочего колеса.   В зависимости от условий работы рабочие колеса и направляющие аппараты изготавливают из различных материалов различными методами: -    рабочие органы из модифицированного серого чугуна и чугуна типа «нирезист» изготавливают литьем; -    рабочие органы из специального «порошка» - спеканием; -    рабочие органы из полимерных материалов - штамповкой.

Каждая ступень развивает напор от 3 до 7 метров водяного столба. При увеличении количества ступеней напор будет равен сумме напоров развиваемых каждой ступенью в отдельности, подача же насоса при этом останется неизменной, т.е. такой, какую обеспечивает одна ступень. Подача насоса зависит от размера и конфигурации ступеней. Существуют два типа ступеней: ступени с цилиндрическими лопатками (применяются в насосах с низкой подачей - до 250 м!/сут) и ступени с наклонноцилиндрическими лопатками (применяются в насосах с подачей свыше 250 м3/сут).   Учитывая глубину, с которой приходится поднимать жидкость, а также противодавление, которое необходимо преодолеть насосу при транспортировке жидкости до ДНС, в насосе приходится устанавливать большое количество ступеней (до 650 штук). При размещении такого количества ступеней в одном корпусе его длина достигала бы 20 м, что затрудняло бы его изготовление, транспортировку и монтаж на скважине. Поэтому высоконапорные насосы составляются из нескольких секций (модулей), длиной не более 6 м (примерно 120-200 ступеней). Дня соединения секций насоса используются следующие типы соединений: -    соединение «фланец-фланец»; -    соединение «фланец-корпус»; -    соединение «фланец-корпус» с дополнительным подшипником. Соединение «фланец-корпус» обеспечивает более высокую прочность межсекционного соединения по сравнению с соединением «фланец-фланец» (уменьшение концентраторов напряжения, увеличенная толщина стенки головки, уменьшающая абразивный износ межсекционного соединения). Соединение «фланец-корпус» с дополнительным подшипником (в головке секции встроен подшипник) способствует снижению уровня вибрации насоса.

Входной модуль.

Прием и подвод скважинной жидкости в насос осуществляется через входной модуль. Входной модуль состоит из корпуса с отверстиями для прохода пластовой жидкости, вала с защитными втулками и приемной сетки, которая обеспечивает грубую очистку входящей жидкости от механических примесей. Верхняя часть входного модуля присоединяется к секции насоса, а нижняя часть к протектору. С целью уменьшения количества соединений, заводы-изготовители в настоящее время выпускают погружное оборудование со встроенным входным модулем. Входной модуль встраивается: в нижнюю секцию насоса или в протектор гидрозащиты. При добыче пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей, для предупреждения попадания их в рабочие органы насоса, применяют шламоуловители или входные фильтры. Входной фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией. Задержание механических примесей осуществляется при прохождении загрязненной пластовой жидкости через установленные внутри фильтра фильтрующие элементы. Шламоуловитель работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции, устанавливаемой между входным модулем и нижней секцией насоса. Улавливание и осаждение механических примесей осуществляется с помощью специальных улавливающих аппаратов. Валы секций насоса соединяются между собой шлицевыми муфтами. Для этой цели на концах валов имеются шлицы (зубья) и впадины (пазы), радиально расположенные на поверхности.

Принцип работы центробежного насоса.

Работа насоса основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости. Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей под действием создаваемого разрежения. Из рабочего колеса жидкость забрасывается в направляющий аппарат, который по своим каналам направляет жидкость к центральной части следующего колеса. Вследствие такого принудительного отклонения потока жидкости, на внутренних стенках направляющего аппарата создается давление. Таким образом, скоростная энергия преобразуется в энергию давления.

Техническая характеристика насосов.

Основными параметрами насоса являются подача и напор. Под подачей понимают объем жидкости, который перекачивает насос за определенный промежуток времени (О, м3/сут). Напор - это максимальная высота, на которую насос может поднять жидкость (Н, м), или давление, которое способен преодолеть насос, выраженное в метрах столба жидкости. В зависимости от условий эксплуатации центробежные насосы имеют переменные подачи и напоры. Графическая зависимость напора, потребляемой мощности и к.п.д. от подачи при постоянном числе оборотов называется характеристикой центробежного насоса. Обычно характеристики насосов устанавливают опытным путем (испытание водой />=1000 кг/м3): при постоянном числе оборотов насоса изменяют степень открытия задвижки, установленной на выходе из насоса, замеряют подачу (О), напор (Н) и мощность (И), далее по этим данным вычисляют КПД насоса {ц). Найденные таким путем зависимости изображают графически в прямоугольной системе координат, как правило, для 100 ступеней. Основной характеристикой насоса считается зависимость напора от его подачи Н(О). По характеру кривой видно, что насос способен поднять столб жидкости на максимальную высоту (Н^, но при этом он будет работать вхолостую ((2=0) и наоборот - насос способен перекачать максимальный объем жидкости (0„„) при отсутствии противодавления (Н=0).   Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно и КПД будет равен нулю. При определенном соотношении () и Я, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 50%. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость г(0) около своего максимума уменьшается плавно (3 - 5%), поэтому вполне допустима работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Область возможных режимов работы насоса называется рабочей частью или рабочей зоной. Кривая N(0) характеризует зависимость потребляемой насосом мощности от подачи. Стендовые испытания различных насосов показали, что как правило, потребляемая насосом мощность снижается при уменьшении подачи. Подбор насоса по существу сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, осуществлял максимально допустимый отбор жидкости с заданной глубины и работал при этом, на режимах приближенных к максимальному КПД.

УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА ЭЦН (К) (И) - XX - XXX - хххх  1      2    3     4     5       6 1    - Электроцентробежный насос 2    - Насос в коррозионостойком исполнении 3    - Насос в износостойком исполнении 4    - Габаритная группа насоса 5    - Номинальная подача насоса (м3/сут) 6    - Номинальный напор (м] Габаритная группа насоса    5    5А    6    6А Минимально допустимый внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм    123,7    130    144,3    148 Наружный диаметр корпуса насоса, мм    92    103    114    123

Пример обозначения электроцентробежного насоса с наружным диаметром корпуса 92 мм, номинальной подачей 80 м 3/сут и номинальным напором 1200 м, выполненного в износостойком исполнении:     ЭЦН (И) - 5 - 80 - 1200    Большое количество свободного газа, попадающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти, затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. При попадании газа в центробежный насос, в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», заполненные газожидкостной смесью пониженной плотности. С одной стороны, скопление газа стесняет проходное сечение канала, уменьшая подачу, а с другой стороны, препятствует нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса.

Вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка и происходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»). Допустимая величина газосодержания на входе в насос колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции.

Похожие статьи:

РЭНГМ → Добыча нефти штанговыми насосами. Адонин А.Н.

РЭНГМ → Способы добычи нефти

РЭНГМ → Нефтепромысловые машины и механизмы. Л.Г.Чичеров.

РЭНГМ → Добыча нефти в осложненных условиях. Персиянцев М.Н.

РЭНГМ → Состав установки электроцентробежного насоса

rengm.ru

уэцн

Бесштанговые насосные установки с погружными центробежными насосами.

Конструктивные особенности насосной установки с ЭЦН и электропривода.

Установка с ЭЦН состоит из следующих основных элементов (см. рис. 30):

Погружной центробежный насос 3 с сетчатым фильтром и специальный электродвигатель 1 с гидрозащитой (протектором 2) подвешены на насосных трубах. Установка имеет также питающий кабель 5, прикрепляемый к насосным трубам и намотанный на барабан 7, трансформатор 8 и станция управления 9. В колонне труб выше насоса установлен обратный клапан 4 предназначенный для удерживания столба жидкости и облегчения условий последующего пуска. Выше обратного клапана установлен спускной клапан 6, обеспечивающий слив жидкости при подъеме агрегата. Серийно выпускаются ЭЦН около 30 типоразмеров с подачей от 40 до 500 м3в сутки и номинальным напором от 400 до 1500 м.

Погружной электродвигатель (ПЭД) ЭЦН представляет собой трехфазный асинхронный двигатель на 3000 об/мин в герметичном исполнении с короткозамкнутым ротором, помещенный в стальную трубу, заполненную трансформаторным маслом и рассчитанный для работы при температуре пластовой жидкости до 90 0С. Двигатель имеет диаметры: 103, 117, 123, 130, 138 мм при длине 6 м и более. Питающее напряжение погружных электродвигателей имеет разброс, поэтому для питания таких установок применяют специальные трансформаторы, обеспечивающие регулирование напряжения.

Рис. 30. Основные элементы бесштанговой насосной установки с ЭЦН.

Статор ПЭД состоит из отдельных магнитных пакетов, разделенных пакетами из немагнитного материала. Двухполюсная обмотка статора выполнена общей для всех его секций. Ротор также состоит из отдельных секций, каждая из которых создает свою короткозамкнутую сеть. Между секциями ротора установлены промежуточные подшипники. Маловязкое масло циркулирует внутри двигателя под действием турбинки, насаженной на вал двигателя, что обеспечивает более интенсивное охлаждение двигателя с выравниванием температур. Полость двигателя заполняют маслом через клапан. Для защиты погружного электродвигателя от пластовой жидкости применяется гидрозащита. Для управления электроприводом установки применяют различные виды станции управления, например, станции управления ШГС-5805.

Станции этого типа обеспечивают:

1) дистанционное управление электродвигателем с диспетчерского пункта и управление электродвигателем в режимах «ручной» и «автоматический» от программного устройства;

2) автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания;

3) отключение электродвигателя при отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального, если это отклонение приводит к недопустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения;

4) отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра;

5) отключение электродвигателя при снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 Uном;

6) непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель – кабель» с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30 ± 3 кОм.

Кроме того разработаны и проходят опытную проверку отдельные образцы станций управления с частотным регулированием электропривода, например СУРС-1 и др.

Особенности схем электроснабжения установок с ЭЦН.

Подвод электрической энергии к ПЭД осуществляется маслонефтестойким трехжильным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией, например, КРБП – кабель резиновый плоский, КПБП – с полиэтиленовой изоляцией. На начальном участке линии может использоваться круглый кабель марки КРБК или КПБК.

Для питания ПЭД применяют специальные трансформаторы типов ТМП или ТМПН (ПН – погружные насосы), мощностью от 40 до 400 кВА.

Питание установок с ЭЦН производится по 2 основным схемам:

  1. схема. От сети 6 кВ с двойной трансформацией напряжения:

1 этап трансформации: 6/0,4 кВ.

2 этап трансформации: 0,4/

2 схема. С подведением к скважине 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего напряжение до номинального напряжения двигателя Uном.

В последнем случае возможен вариант применения одного трехобмоточного трансформатора ТМТПН, у которого одно из вторичных напряжений соответствует напряжению двигателя, а другое предназначено для питания цепей управления, сигнализации, освещения и подогрева.

При нескольких скважинах используют комплектную трансформаторную подстанцию КТППН, содержащую несколько трансформаторов. К этой подстанции может быть подключено до 6 ПЭД. Существует также вариант комплектной трансформаторной подстанции с трехобмоточным трансформатором.

Откачка нефти из скважин на нефтепромыслах может осуществляться также погружными диафрагменными и винтовыми насосами.

studfiles.net

Виды и причины износа УЭЦН

  Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Область применения УЭЦН четко оговорена техническими условиями. Зачастую условия наших скважин сильно отличаются от указанных выше. Как правило, это - повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок).

 Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако, в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде. Таким образом, износ неизбежно прогрессирует, доходя до предельной величины. Таков же механизм износа пары трения втулка защитная - втулка подшипника.

На абразивный радиальный износ в насосе с плавающими рабочими органами нельзя смотреть изолированно. Если имеет место радиальный износ, то всегда имеется и некоторый осевой износ.

  Осевой износ выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Большинство насосов конструируется так, чтобы направление осевого усилия было вниз, когда режим работы насоса соответствует рабочему диапазону. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

  Подобно этому осевую нагрузку действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников. Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа, разрушая образующиеся окисные пленки. Поэтому при конструировании насосов следует избегать применения материалов, образующих гальванические пары. При этом необходимо, чтобы материалы контактирующих деталей имели минимальную разность потенциалов.

Стремясь избежать повышенный износ деталей насоса, постоянно ведется работа по совершенствованию конструкции электроцентробежных насосов. В частности, стремясь повысить стойкость к абразивному износу пары трения, втулка защитная вала - ступица направляющего аппарата были разработаны и внедрены в производство рабочие органы из порошковых металлов с различными добавками.

  Чтобы компенсировать неустойчивость вала во время работы, сохранить его прямолинейность и тем самым снизить уровень вибрации и боковую нагрузку на износ направляющих аппаратов и втулок защитных, в настоящее время применяются промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливаемые на валу через каждый метр ступеней ротора.

Анализ неисправностей ЭЦН

На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные установки.

К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности:

- реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

- двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

- насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 2007 год представлен в таблице:

                                                                                                          

причины

НГДП

Нет подачи

200

R- 0

1020

Клин

15

Негерметичность НКТ

32

прочие

48

ВСЕГО

1315

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:

                                                                                                       

Причины отказа

1996 г.

1995 г

1

Мехповреждение кабеля

71

69

2

Засорение мехпримесями

162

118

3

Агрессивная среда

1

7

4

Негерметичность НКТ

14

7

5

Несоответствие кривизны

6

27

6

Некачественное глушение

2

2

7

Электроснабжение

3

6

8

Нарушение э/колонны

1

2

9

Некачественный монтаж

29

65

10

Полет ЭЦН

7

1

11

Комплектация несоотв. заявке

26

18

12

Бесконтрольная эксплуатация

39

35

13

ГТМ

17

4

14

Причина не выявлена НГДП

59

53

15

Прочие

91

-

Итого по вине НГДП

528

414

16

Брак ремонта кабеля

7

12

17

Брак ремонта ПЭД

9

8

18

Брак ремонта гидрозащиты

1

4

19

Брак ремонта насоса

1

-

20

Скрытый дефект оборудования

31

13

21

Причина не установлена ЭПУ

3

1

Итого по вине ЭПУ

52

38

НДП + ЭПУ

Спорные

Заводской брак

5

14

Итого отказов

585

466

Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки.

oilloot.ru

3.2 Преимущества и недостатки уэцн по сравнению с шсну

На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован и состоит практически из двух видов насосных установок: ШСНУ и УЭЦН.

Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира.

Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определенной глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ.

При работе электродвигателя его вращательное движение передается при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до 15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера.

Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространенным способом механической добычи нефти.

Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладая достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надежность и межремонтный срок работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходит аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг.

Другие недостатки данного способа эксплуатации:

  • ограниченная производительность;

  • большая металлоемкость, громоздкость;

  • наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности;

  • неполная герметизация устья скважины.

Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводненности пластов и форсированными отборами жидкости.

Из приведенных выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками.

Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, передает насосу более высокую мощность, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъем жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса.

Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоемкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке.

В-третьих, при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа.

В-четвертых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2 – 3 ч.

Характерной особенностью установок электроцентробежных насосов является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтный период их работы, возможность автоматизации процесса управления электронасосом.

Но установки электроцентробежных насосов обладают и серьезными недостатками:

  • существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа;

  • размещение погружного электродвигателя в скважине предъявляет высокие требования к надежности гидрозащиты;

  • наличие длинного кабеля, помещенного в агрессивную среду, предъявляет высокие требования к его изоляции;

  • ограничение области применения УЭЦН температурой откачиваемой продукции;

  • сложность погружного оборудования, и как следствие высокая стоимость приобретения и ремонта;

  • высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки.

studfiles.net

ОРЭ по схеме ЭЦН-ЭЦН в "Самаранефтегазе"

Технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких пластов одной скважиной позволяет оптимизировать разработку многопластового месторождения и сократить капитальные затраты. Так, за счет применения компоновок ОРЭ снижается общая металлоемкость нефтепромыслового оборудования, уменьшается себестоимость добычи нефти и газа и сокращается время разработки многопластового месторождения.

С целью подтверждения преимуществ ОРЭ, а также  заявленных характеристик комплекса оборудования УОРЭП-ЭЦН, изготовленного ООО «ИСТ» по однолифтовой схеме «ЭЦН-ЭЦН» с двусторонним ПЭД, специалисты АО «Самаранефтегаз» в 2014 году провели опытно-промышленные испытания (ОПИ) данного оборудования в нескольких скважинах. Результаты испытаний проанализированы в предлагаемой вашему вниманию статье.

17.05.2016 Инженерная практика №05/2016 Сагындыков Рустам Иршатович Начальник ОРМФ УДНГ – главный технолог АО «Самаранефтегаз» Василяускас Андрюс Антано Заместитель начальника ОРМФ УДНГ АО «Самаранефтегаз» Ртищев Анатолий Владимирович Главный специалист группы управления проектами АО «Самаранефтегаз» Ардалин Алексей Анатольевич Главный специалист отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть» Рис. 1. Комплекс оборудования «УОРЭП-ЭЦН»

ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВКИ

Принцип работы однолифтовой установки комплекса УОРЭП-ЭЦН (рис. 1) заключается в передаче вращения от ротора двустороннего погружного электродвигателя через валы верхнего и нижнего протекторов на верхний (основной) и нижний электроцентробежные насосы (ЭЦН).

Жидкость из нижнего объекта разработки проходит через расходомер и попадает на прием нижнего насоса. Нижний насос перекачивает жидкость в затрубное надпакерное пространство, в котором происходит смешение с жидкостью, добываемой верхним насосом из верхнего объекта разработки. Верхний насос, имеющий более высокую производительность, перекачивает смешанный поток по лифту НКТ на устье скважины.

КОМПЛЕКТАЦИЯ И СПУСК КОМПОНОВКИ

Для разобщения пластов в интервале перемычки между ними устанавливается пакер с хвостовиком и герметизирующим разъемом, состоящим из проходного плунжера и цилиндра с воронкой. Применение данного устройства значительно снижает разрывные нагрузки на колонну НКТ и позволяет производить смену УЭЦН без извлечения пакера. Хвостовик под пакером может оснащаться фильтрами, клапанами для отвода газа из подпакерного пространства, струйными насосами и мандрельными системами в зависимости от расчета оборудования и индивидуальных особенностей пласта. Далее в скважину спускается компоновка из двух ЭЦН с двухсторонним ПЭД.

Погружной электрический двигатель, входящий в состав установки, оснащен телеметрической системой, состоящей их трех модулей. Наземный блок осуществляет связь с погружными блоками по кабелю питания ПЭД и передает данные на контроллер станции управления. Погружной блок ТМС регистрирует значения таких параметров, как давление на приеме насоса, температура пласта, температура обмоток ПЭД, вибрация ЭЦН. Он имеет проходной вал, через который вращение от ПЭД передается на нижний насос. Погружной расходомер, состоящий из расходомера и влагомера, связанный через герметичные вводы с системой погружной телеметрии геофизическим кабелем, регистрирует дебит и обводненность нижнего пласта.

Стыковка компоновок происходит за счет соединения с помощью проходного плунжера с цилиндром.

ПОГРУЖНОЙ УПРАВЛЯЕМЫЙ КЛАПАН

Рис. 2. Клапан «Фотон – 126»

В качестве альтернативы погружному расходомеру может быть использован погружной управляемый клапан «Фотон» (рис. 2). В режиме, когда клапан закрыт, жидкость поступает из верхнего и нижнего пластов. При необходимости для раздельного замера параметров работы пластов, клапан переводится посредством блока управления в положение «открыто». Таким образом, трубное и затрубное пространство скважины связываются между собой через отверстие. В этом случае нижний насос будет забирать жидкость только из затрубного пространства и перейдет в режим циркуляции (это необходимо для сохранения целостности и снижения трения на рабочих органах насоса). Дебит жидкости из верхнего пласта будет получен при замере на АГЗУ. Вычитая замер жидкости верхнего пласта из общего замера, получаем величину дебита нижнего пласта. После замера клапан переводится в положение «закрыто» и установка ОРД продолжает добывать жидкость из обоих эксплуатируемых пластов.

УСЛОВИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПИ

Испытания комплекса УОРЭП-ЭЦН с двусторонним ПЭД проходили в АО «Самаранефтегаз» в 2014 году в пяти скважинах. При выборе скважин-кандидатов учитывались следующие факторы:

  • технические характеристики обсадных колонн;
  • состояние и величина непроницаемой перемычки между разобщаемыми пластами;
  • качество цемента в заколонном пространстве;
  • максимально допустимое давление на обсадную колонну;
  • кривизна ствола скважины;
  • газовый фактор нижнего разрабатываемого объекта.

В краткой форме результаты испытаний приведены в таблице. В целом ОПИ установок ОРЭ в АО «Самаранефтегаз» подтвердили их работоспособность и эффективность: средний прирост дебита нефти на скважину в результате применения технологии превысил 35 т/сут.

В результате ОПИ были определены преимущества и выявлены некоторые недостатки, требующие доработки. К числу преимуществ, во-первых, относится то, что компоновку можно использовать в скважинах с фактически любым диаметром эксплуатационной колонны (возможно применение ПЭД типоразмера 103 мм). Также важно то, что комплект установки монтируется из стандартных узлов широко применяемого насосного оборудования. При этом УОРЭП-ЭЦН обеспечивает строгое выполнение требований Ростехнадзора (раздельный учет обводненности и дебита по объектам в режиме реального времени) и возможность регулирования отбора жидкости путем изменения частоты вращения ПЭД.

К преимуществам также относится тот факт, что для извлечения и замены узлов компоновки достаточно бригады ТРС, так как не требуется извлечение пакера. К недостаткам схемы относится то, что производительность насосов взаимосвязана и при изменении производительности одного из насосов одновременно изменяется производительность второго, что может привести к работе погружного оборудования в неоптимальном режиме.

Кроме того, при внедрении компоновки ОРД с расходомером основной проблемой становится возможное засорение турбинки расходомера либо механическое повреждение линии связи, что приводит к отсутствию показаний расхода при работе установки. В связи с этим было принято решение отказаться от применения расходомера вертушечного типа.

Таблица 1. Результаты испытания комплекса «УОРЭП-ЭЦН» на скважинах АО «Самаранефтегаз»

В свою очередь, при использовании компоновки ОРЭ с клапаном «Фотон», основные риски связаны с возможностью механического повреждения линии связи при спуске оборудования (нарушение технологии СПО, неудовлетворительное состояние эксплуатационной колонны). В результате повреждения линии связи клапан становится неуправляемым, и раздельный замер жидкости по пластам становится невозможным.

Также к недостаткам следует отнести отсутствие возможности промывки нижнего насоса.

Выявленные в ходе испытания технологии недостатки были обозначены разработчикам, которые в дальнейшем проводили работы по их устранению.

В целом по результатам ОПИ была подтверждена актуальность внедрения комплексов для ОРЭ, технологическая и экономическая эффективность применения оборудования УОРЭП-ЭЦН, а также заявленные характеристики испытываемого оборудования.

Сопоставляя полученные результаты ОПИ с данными об испытаниях и эксплуатации других схем ОРЭ, можно сделать вывод, что данная технология является наименее затратной, что позволяет получить прирост добычи жидкости при минимальных финансовых вложениях.

По состоянию на 01.01.2016 г. в АО «Самаранефтегаз» были внедрены 14 комплексов оборудования УОРЭП-ЭЦН.

Другие статьи с тегами: Двухсторонние УЭЦН, Одновременно-раздельная эксплуатация

glavteh.ru


Смотрите также