Сепарация газа у приема погружного оборудования. Сепарационный эффект в жесткой замкнутой системе

Эксплуатация скважин установками ЭЦН. Схема оборудования и назначение отдельных узлов.

В. м. т. и Н. м. т. — соответственно верхняя и нижняя мертвые точки (стрелками показан ход записи динамограммы)

При значительных динамических нагрузках надежная расшифровка динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких условиях представляет интерес получение скважинных динамограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны. Практические динамограммы по виду всегда отличаются от теоретической, сопоставление с которой позволяет выявить дефекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 3).

Рис. 4.25. Практические динамограммы работы штангового насоса:

а — нормальная тихоходная работа; б — влияние газа; в — превышение подачи насоса над притоком в скважину; г — низкая посадка плунжера; д — выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е — удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной части; з — утечки во всасывающей части; и — полный выход из строя нагнетательной части; к — полный выход из строя всасывающей части; л — полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы).

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

При средних и больших отборах жидкости (100…500 м³/сут в, более) центробежные насосы—наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260…320 сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, механических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов

при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116…142,5 мм, длина агрегатов — более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата — погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (см. рис. 1) из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора /, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Рис. 1 Установка скважинного центробежного насоса

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу — спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.

Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором.

По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5, 5А, 6, насос ЭЦН6-500-750 – электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м³/сут при напоре 750 м.

Погружной электрический двигатель (ПЭД) – двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе.

Коэффициент естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования σ – отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство V_гз (V_з), к общему объему (объемному расходу) V_г (V) газа у приема погружного оборудования при данных термодинамических условиях:

.

Пренебрегая весом газа:

Практическое приложение сепарации газа у приема погружного оборудования.

1). Объяснение пульсации в скважине.

P_ЗАТ.>P_У.

Сепарируемый газ начинает отжимать уровень жидкости вниз.

Если бы система затрубного пространства была абсолютно герметичной, сепарируемый газ отжимал бы уровень вплоть до приема погружного оборудования.

В этот момент газ начинает прорываться в подъемник. Газ начинает интенсивно газировать жидкость в подъемнике Þ объем повышается, затем жидкость выбрасывается в манифольд Þ в колонне только газ. Затем резкое снижение P_ЗАБ. – это режим пульсации. Любой нестационарный режим – нежелателен. Но на деле, соединения колонн негерметичны. Þ В какой то момент газ начинает прорываться в НКТ, а часть газа будет через обратный клапан уходить в линию выброса (т.е. понижение уровня заранее просчитано и учитывается наличием клапана).

Т.о. уровень в скважине – величина непостоянная.

2). Сепарация изменяет физико-химические свойства добываемой продукции. Если газ сепарируется Þ изменяется G₀ß.G_0Ф. - фактическое подъемника.

Дата добавления: 2015-07-13