Центробежный насос. Конструкция и принцип действия

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения -

• обычное

• коррозионно-стойкое.

Пример условного обозначения установки

• при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 -87,

• при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-Г25-1200 ТУ 26-06-1486 -87, где У-установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М -модульный; 5 -группа насоса; 125 - подача, м /сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ. Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется

буква «К».

Показатели назначения ПО перекачиваемым средам следующие:

• среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

• максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. -1 мм²/с;

• водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.5;

• максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

• микро твердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

• максимальное содержание попутной воды - 99%;

• максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионно-стойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л); температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С. Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

• дляУ ЭЦНМ5иУ ЭЦНМК5сдв 1 пшелшмощностью32кВт-70°С;

• для УЭЦНМ5,5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45-125 кВт-75°С;

• для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 -250 кВт- 80 °С. Установки УЭЦН состоят из:

• погружного насосного агрегата, кабеля в сборе

• наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС).

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство. Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по

колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите,

насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами), входящими в

состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство)

преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах

электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой

насосного агрегата установки и её защиту при аномальных режимах.

3. Устройство и принципы работы АГЗУ типа «Спутник» (ГЗУ типа «ОЗНА-Импульс»).

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт. Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м³ /сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м \m³. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а Иногда и более скважин. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины. Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (1.1). через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м^З\м^З должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2),

обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик

жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в

широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя

импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР

обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из

общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения

превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный

клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и

жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в

год (давление тарировки Ртар=Р. раб. сосуда* 1 - 1.15).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управлении

импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и

механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по

системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель

гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод

переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный

патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики.

Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин,

способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой

телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной

вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические

обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы.

крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным

материалом и обшивается металлическими листами.

4. Подготовка скважин к глушению. Глушение скважин

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

• Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

• Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

• Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

• Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта» твердыми частицами.

• Фильтрат жидкости глушения Должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

• Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения пластовым флюид».

• Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

• Вяз костные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом.

• Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год.

• Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

• Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

• Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.

• Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

• На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода. Проведение процесса глушения.

• Глушение скважины осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

• Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости I глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего, потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушённой.

• Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

• В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = Н/у где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины,м; у — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

• При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

• В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют нефтеводокислоторастворимые наполнители-кольмананты последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

При обнаружении нефтегазопроявления необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения.

Дата добавления: 2015-08-31