ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ИНИСТИТУТ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РЕФЕРАТ
по рабочей профессии «Оператор по исследованию скважин»
на тему «Электроцентробежные насосы. Устройство и область применения»
Выполнил: /Суслов В.Ю./
Проверил:/Иванов О.А./
Тюмень, 2016 г.
Содержание:
Введение: 3
1.Устройство установки электроцентробежного насоса (УЭЦН): 4
1.1.Электроцентробежный насос (ЭЦН): 6
1.2.Погружной электродвигатель (ПЭД): 11
1.3.Трансформаторная подстанция: 13
1.4.Трансформаторы: 14
1.5.Станции управления: 15
1.6.Арматура устья скважины: 16
2. Монтаж УЭЦН: 17
3.Контроль над эксплуатацией УЭЦН: 19
Заключение: 21
Список литературы: 22
Введение:
В настоящее время эксплуатация нефтегазовых месторождений не представляется возможной без установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), пришедших на смену штанговым насосам. Основной областью применения УЭЦН является нефтедобывающая отрасль. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.
Они показали высокую эффективность и надежность работы.
Условия эксплуатации УЭЦН:
Максимальное содержание попутной воды - 99%
Водородный показатель попутной воды - 5,0-8,5 рН
Плотность жидкости - 700-1400 кг/м3
Максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов:
- обычного исполнения - 0,1 г/л
- коррозионностойкого исполнения (К) - 0,5 г/л
- коррозионно-износостойкого исполнения (КИ) - 1,0 г/л
Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25 %
Максимальная концентрация сероводорода (H2S) для насосов:
- обычного исполнения - 0,01 г/л
- коррозионностойкого (К) и коррозионно-износостойкого (КИ) исполнений - 1,25 г/л
Максимальная температура откачиваемой жидкости - 150 °С
Максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2
Доля использования УЭЦН в нефтедобывающей промышленности составляет свыше 85%.
1.Устройство установки электроцентробежного насоса (УЭЦН):
Отечественная промышленность освоила и выпускает более 300 типов УЭЦН.
Относительно конструктивных особенностей УЭЦН делятся на 3 группы:
а) насосы типа УЭЦНМ выполняются в обычном и коррозионностойком исполнении и предназначены для эксплуатации скважин диаметром 121,7; 130; 144.3 мм с содержанием газа до 55%
сероводорода до 1,25 г/л, механических примесей до 0,1 г/л;
б) насосы типа У2ЭЦНМ изготовляются в износостойком и коррозионностойком исполнении, и используется для эксплуатации скважин диаметром 112; 121.7; 130 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,02 г/л, механических примесей до 0,5 г/л;
в) насосы типа УЭЦНМ4 предназначены для эксплуатации скважин диаметром 112 мм с содержанием газа до 55%, сероводорода до 0,01 г/л, механических примесей – до 0,5 г/л.
Установку электроцентробежного насоса, представленную на рисунке 1, условно можно разделить на подземную и надземную части, которые включают в себя следующее оборудование:
Рис.1 Установка электроцентробежного насоса.
1-оборудование устья; 2- НКТ; 3 – пояс; 4 – клапаны спускной и обратной; 5- кабель;
6 – насос; 7 – газосепаратор; 8 – протектор; 9 – электродвигатель; 10 – компенсатор;
11 – пласт; 12 – станция управления; 13 – трансформаторная подстанция.
К подземному оборудованию относятся:
а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН);
б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;
в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящей из протектора и компенсатора;
г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;
д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;
е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НКТ через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя;
ж) клапан спускной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.
К наземному оборудованию относятся:
а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;
б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;
в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;
г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления кабеля в скважину при спускоподъемных операциях.
Каждая разновидность УЭЦН, имеет свой унифицированный шифр.
Например, УЭЦНМ5-125-1200 обозначает: У – установка, Э – привод электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, М – модульного исполнения, 5 –группа насоса(диаметр обсадной колонны), 125 – подача насосом жидкости (м3/сут), 1200 – напор (м). Буквами К, Т, КТ в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение.
1.1.Электроцентробежный насос (ЭЦН):
Электроцентробежный насос (ЭЦН) является основным узлом установки. Работа насоса основывается на нагнетании жидкости из колес в аппараты за счет центробежной силы, возникающей при вращении ротора с закрепленными на нем колесами. Проходные сечения рабочих органов определяют пропускную способность (подачу) насоса, а их количество - напор. В отличие от штангового насоса, сообщающего напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно поступательного движения плунжера, в центробежном насосе перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию давления.
Ввиду применения электроцентробежных насосов (ЭЦН) только в нефтяных скважинах, они имеют ряд конструктивных особенностей, характерных только для этого класса насосов:
а) насос должен иметь минимальные габариты, ограничиваемые диаметром скважин;
б) насос должен иметь широкий диапазон производительностей и напоров;
в) насос подвешивается в вертикальном положении и недоступен осмотру и обслуживанию.
Основными же параметрами, которыми характеризуются ЭЦН являются:
Подача – (Q) понимают объем перекачиваемой жидкости проходящей через напорный потрубок насоса в сутки (м3/сут.)
Напор – (Н) величина подъема жидкости на определенную высоту, выраженная в м.
Частота вращения – (n) – количество оборотов, совершаемое ротором насоса в минуту. Ротор насоса – собранные на валу и вращающиеся вместе с ним рабочие колеса.
Потребляемая мощность – (N), кВТ
Коэффициент полезного действия–(η) отношение полезной мощности насоса к потребляемой насосом.
По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм,
Группа 5А - 103 мм
Группа 6 - 114 мм.
Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети. В России это частота - 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин-1.
Устройство электроцентробежного насоса (ЭЦН) представлено на рисунке 2.
Рис.2. Электроцентробежный насос: 1 – корпус модуля головки; 2- ребро;
3 – уплотнительное кольцо; 4 – корпус модуля секций; 5 – вал; 6 – гидравлическая пята;
7 – верхний подшипник; 8 – рабочее колесо; 9 – направляющий аппарат;
10 – нижний подшипник; 11 – ребро; 12 – основание; 13 – сетка; 14 – втулка подшипника;
15 – защитная втулка.
Основными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники.
Рабочее колесо, представленное на рисунке 3, является основным рабочим органом насоса.
Оно выполнено в виде двух дисков – переднего(по ходу жидкости) с отверстием большого диаметра в центре и заднего – сплошного диска со ступицей, через которую проходит вал. Диски расположены на определенном расстоянии друг от друга, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса электроцентробежных насосов изготовляют из легированного чугуна, полиамидной смолы, углепластика и других материалов.
Направляющий аппарат предназначен для изменения направления потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленных неподвижно в корпусе насоса.
Совместно направляющий аппарат и рабочее колесо образуют рабочий узел, именуемый ступенью насоса (рисунок 4).
Каждая ступень развивает напор 4-7 метров. Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть, может достигать 1,5-км и более, можно рассчитать потребное количество ступеней для конкретного насоса.
Направляющие аппараты установлены неподвижно внутри корпуса, а рабочие колеса насажены на один общий вал и соединены с ним призматической шпонкой. Посадочные размеры колес и вала таковы, что рабочие колеса могут свободно перемещаться в осевом направлении. Это позволяет во время работы в установившемся режиме каждому рабочему колесу опираться на торцевой выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Благодаря этому осевое усилие, обусловленное перепадом давления, создаваемого каждой ступенью, передается от колеса, минуя вал, на направляющий аппарат и корпус насоса. Для уменьшения трения между колесами и направляющими аппаратами устанавливают текстолитовые шайбы, запрессованные в кольцевые пазы, расположенные на колесе. Эти шайбы также уплотняют зазор и препятствуют обратному перетоку жидкости.
Для уменьшения силы трения между дисками при наличие осевого усилия, направленного снизу вверх, например при запуске насоса с открытой выкидной задвижкой, в верхней части рабочих колес предусмотрены текстолитовые шайбы. При возникновении подобного усилия оно передается от колес к направляющим аппаратам, расположенным над ними, и далее на корпус.
Таким образом, электроцентробежный насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как в один корпус большое количество ступеней установить не представляется возможным.
Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам. Представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Габариты вала обуславливаются габаритами насоса.
Опорами вала – являются радиальные подшипники скольжения, установленные верхней и нижней части корпуса.
Опорная пята служит для восприятия осевого усилия, возникающего в результате давления столба жидкости на торец вала, а также его собственного веса. Радиальные усилия воспринимаются подшипниками скольжения.
Ротор насоса – собранные на валу и вращающиеся вместе с ним рабочие колеса.
Корпус насоса – специальная труба. В верхней части корпуса насоса нарезана внутренняя резьба для соединения его с НКТ, и ловильной головкой, обеспечивающей захват насоса при его падении в скважину.
Если глубина погружения насоса велика и создаваемый напор недостаточен, то погружной насос может компоноваться из нескольких секций. Длина корпуса насоса обычно не превышает 5 -8 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину
Электродвигатель расположен под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в насос из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр – сетку, установленный в нижней части насоса, последовательно проходит ступени и через отверстия корпуса подшипника, по корпусу попадает во внутренную полость НКТ.
В нижней части корпуса располагается фильтр и присоединительные фланцы, служащие для соединения с очередной секцией или протектором.
Обратный и сливной клапан: в колонне НКТ над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан препятствует вытеканию пластовой жидкости, заполняющей НКТ, при остановке насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.
Сливной клапан монтируют над обратным клапаном и используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом их из скважины.
при необходимости поднять насосный агрегат из скважины в НКТ сбрасывают металлический стержень. Этот стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу штуцера, отламывает его в месте надреза, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из колонны НКТ.
Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, который располагается в нижней части насоса. Сальник представляет собой набор колец, выполненных из свинцовой ваты с графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты изменилась и функция сальника, которая теперь сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в протектор.
Кроме того, соединяемые между собой на резьбе части корпуса насоса снабжены уплотнительными кольцами круглого сечения.
Работа насоса устроена следующим образом:
Скважинная жидкость через сетку фильтра поступает в полость направляющего аппарата, а затем – в рабочее колесо. Далее движение жидкости следует по такому же принципу: «аппарат – колесо».
На выходе из последнего рабочего колеса жидкость приобретает необходимый напор и выбрасывается в корпус модуля, а затем в головку и присоединенные к ней НКТ.
Рабочие колеса укреплены на валу, который вращается в верхнем и нижнем подшипниках.
Гидравлическая пята предотвращает движение ротора насоса от действия силы, направленной вниз, возникающей при выбросе жидкости. В основании размещена сетка – фильтр, втулка подшипника и защитная втулка.
При выборе насоса следует иметь ввиду следующее: если насос испытан на вязкой жидкости, то его производительность выбирают по рабочим характеристикам, построенным на вязкой жидкости. На данный момент применение УЭЦН осложняется тем, что способы подбора электроцентробежных насосов к нефтяным скважинам сложны, требуют длительных расчетов и множества первичных данных, а механизированный расчет с помощью ЭВМ имеет большую погрешность.
1.2.Погружной электродвигатель (ПЭД):
Для привода погружного центробежного насоса применяется специальный маслозаполненный погружной трехфазный асинхронный быстроходный электродвигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения. Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6.
Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно:
группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм
группа 5А - 117 мм
группа 6 - 123 мм.
Учитывая, что электродвигатель работает погруженным в пластовую жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, его корпус выполнен герметичным. Для предотвращения попадания пластовой жидкости из скважины в электродвигатель его заполняют специальным жидким маслом с высоким пробивным напряжением. Масло одновременно служит смазкой для пяты и подшипников электродвигателя.
Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.
В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.
Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.
Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Перегрев ПЭД приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию управления информацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления автоматически отключает ПЭД.
Узел гидрозащиты - самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением.
Гидрозащита погружного насоса служит для предотвращения проникновения во внутреннею полость электродвигателя пластовой жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемого между двигателем и насосом, и компенсатора, присоединяемого к основанию двигателя.
Протектор – состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцевыми уплотнениями.
Под торцевыми уплотнениями располагается резиновый мешок в корпусе. Мешок герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный клапан.
Скважинная жидкость через клапан проникает в полость корпуса и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу.
Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты.
Гидрозащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней полости резинового мешка.
Компенсатор.Температурные изменения объема масла при его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка - компенсатора.
Газосепаратор устанавливается между протектором и насосом. Он предназначен для отделения значительной части свободного газа, который содержится в добываемом флюиде.
Существует два основных типа конструкции газосепараторов – неподвижные и вращающиеся.
В неподвижном газосепараторе направление потока флюида меняется на обратное, в настоящее время этот тип сепараторов используется не так часто.
В точке низкого давления происходит отделение газа. Оставшийся в жидкости газ отделяется спомощью лопастного колеса, которое вызывает завихрение потока. В вихревом потоке происходит разделение жидкости и газа. Отделенный газ отводится в затрубное пространство, а более плотная жидкость поступает в первую ступень насоса.
Во вращающемся газосепараторе используется вращающаяся камера, действующая как центрифуга, в которой за счет центробежной силы разделяются газ и жидкость. Газожидкостная смесь поступает через впускные отверстия во вращающуюся камеру. При этом давление флюида увеличивается, и он попадает в центрифугу через переходную секцию. В центрифуге жидкость вытесняется в наружную часть камеры, а газ поднимается по центрифуге, проходит через разделитель потока и попадает в перепускную секцию. Здесь газ отводится в затрубное пространство, а жидкость направляется в первую ступень насоса.
1.3.Трансформаторная подстанция:
Для электроснабжения нефтяных промыслов в основном применяют трансформаторная подстанция 110-35/6-10 кВ.
Электрооборудование подстанций поставляется заводом в виде блоков; устройств приема BJI-110 и 35 кВ, выходы линий 6—10 кВ могут быть воздушными и кабельными.
В нефтяной промышленности, традиционным напряжением распределительной сети нефтепромысла является 6 кВ.
Это было обусловлено тем, что массовое применение для привода нефтепромысловых механизмов (буровые станки, КНС и БКНС, ДНС и др.) получили асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением 6 кВ.
В связи с организацией в настоящее время массового выпуска в нашей стране синхронных электродвигателей напряжением 10 кВ производится электрификации нефтяных промыслов на напряжении 10 кВ.
Комплексная трансформаторная подстанция.
Питание установок центробежных электронасосов (ЭЦН) осуществляется: от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4 кВ, подводимого к трансформаторам установки ЭЦН.
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) предназначены для приема, транзита, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока напряжением 6-10/0,4 кВ частотой 50 Гц.
1.4.Трансформаторы:
Основным элементом трансформаторной подстанции является трансформатор. Его используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В. Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого (ВН) и низкого (НН) напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.
Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. На крышке бака смонтированы: привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два); ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла; объемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекающей части; расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем.
Воздухоосушитель с масляным затвором предназначается для удаления влаги и осушки воздуха.
Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В (ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138).
Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30 - 60 В в зависимости от типа трансформатора.
1.5.Станции управления:
Станции управления обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю.
Станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН:
1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.
2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.
3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.
4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.
5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток.
6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала.
7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос.
ЗП (защита от перегруза)
ЗСП (защита от срыва подачи)
ПКИ (прибора контроля за изоляцией системы ПЭД – кабель)
1.6.Арматура устья скважины:
Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рис. 5), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну.
Рис.5 Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН
1 – крестовина, 2 – разъемный вкладыш, 3 – уплотнение из нефтестойкой резины, 4 – вывод кабеля, 5 – Разъемный фланец, 6 – труба, 7 – обратный клапан.
В крестовине имеется разъемный вкладыш, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины, которое прижимается разъемным фланцем. Фланец прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля.
Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу и обратный клапан. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.
2. Монтаж УЭЦН:
Прежде чем монтировать УЭЦН, необходимо тщательно подготовить скважину для ее эксплуатации. Для этого в первую очередь требуется промыть скважину, т.е очистить ее забой. Перед спуском УЭЦН необходимо проверить внутренность обсадной колонны от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 – 150 м. Проверка осуществляется специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметральный габарит УЭЦН. Перед доставкой УЭЦН на скважину должно быть тщательно осмотрено и проверено все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
В насосе проверяют свободное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа. Вал насоса должен вращаться без заеданий.
В ПЭД проверяют сопротивление изоляции обмотки статора при температуре 20 °С. Сопротивление проверяется мегомметром и должно быть не ниже 100 Мом.
Проверяется пробивное напряжение трансформаторного масла, которым заполняется двигатель. Напряжение должно быть не ниже 30 кВ. Должны быть проверены герметичность двигателя и вращение вала.
В кабеле сопротивление изоляции между жилами и между каждой из жил и броней при температуре 20°С должно быть не менее100Мом.
Герметичность кабельной муфты проверяют опрессовкой трансформаторным маслом при давлении 10 атм. в течение 30 мин. Утечка масла не допускается.
Во всех элементах погружной установки должно быть проверено наличие шлицевой муфты, которая свободно заходит на вал при любом взаимном расположении шлицев.
После проверки оборудования насос, двигатель и протектор в несочлененном виде перевозят на скважину. Кантовать и сбрасывать оборудование установок ЭЦН категорически запрещается. Для спуско – подъемных работ применяется механизированный кабельный барабан. Он устанавливается в 15-17 м. от устья скважины. Кабель, идущий в скважину, должен спускаться с верхней части барабана. Погружное оборудование монтируют на устье скважины непосредственно перед его спуском. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата категорически запрещается вследствие проникновения грязи и влаги в установку.
Монтаж УЭЦН выполняется в следующей последовательности:
1. Хомут закрепляют на головке электродвигателя, после чего его опускают в скважину до посадки хомута на колонный фланец колонны.
2. При помощи хомута, закрепленного на корпусе протектора под его головкой, поднимают протектор над скважиной. Постепенно опуская протектор, соединяют его вал с валом электродвигателя шлицевой муфтой (муфта должна свободно заходить на оба вала).
3. Устанавливают пружинные шайбы на шпильки, и гайками закрепляют протектор с двигателем, обеспечив равномерную и надежную затяжку гайек.
4. При помощи хомута, закрепленного под головкой протектора, приподнимают протектор с двигателем над скважиной и соединяют кабельную муфту с концами обмотки статора двигателя.
5. В скважину опускают двигатель с протектором до посадки хомута на фланец колонной головки.
6. Присоединив электродвигатель через станцию управления и трансформатор к электрической сети при помощи кабеля, устанавливают путем кратковременного пуска (на 2с.) направление вращения вала двигателя. Вращение должно быть по часовой стрелке, если смотреть сверху вниз.
7. Отсоединяют электродвигатель от электрической сети, сделав на основном кабеле соответствующие отметки, что необходимо для правильного последующего включения двигателя в сеть.
8. Из ловильной головки насоса вывинчивают упаковочную пробку и, ввернув на ее место переводник, поднимают насос над скважиной на элеваторе, а затем, медленно опуская его, соединяют валы протектора и насоса шлицевой муфтой (муфта должна свободно заходить на оба вала).
9. Соединяют корпуса протектора и насоса болтами, равномерно и надежно затягивая их.
При соединении насоса, протектора и двигателя необходимо следить, чтобы вырез на головке двигателя под плоский кабель, срезы на фланцах протектора и направляющие ребра на насосе были расположены на одной линии.
Аналогично монтируется УЭЦН с двухсекционным насосом. При этом верхняя секция насоса присоединяется после того, как двигатель, протектор и полость подшипника в основании нижней секции насоса заполнены маслом и опрессованы.
При выполнении вышеперечисленных операций можно приступать к спуску УЭЦН в скважину на заданную глубину.
Для защиты от повреждений плоский кабель закрепляют на трубах НКТ специальными поясами, которые располагаются на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов каждой муфты (в особо отвественных случаях в середине трубы устанавливают третий пояс). Пояс затягивают клещами. В колонне НКТ в непосредственной близости от насоса устанавливают обратный и далее спускной клапан. При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная к скважине колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный габарит УЭЦН и при спуске может получить механические повреждение.
В процессе спуска УЭЦН необходимо периодически (через каждые 300м.) замерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем и следить за характером ее изменения. При резком снижении сопротивления изоляции спуск необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска УЭЦН в скважину – 10 Мом.
Монтаж заканчивается установкой оборудования устья скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из затрубного пространства, установкой на нагнетательном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости, обратного клапана, уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки, замером уровня жидкости.
3.Контроль над эксплуатацией УЭЦН:
Несмотря на высокую надежность УЭЦН, при работе скважин могут возникать некоторого рода осложнения, а именно:
А) запарафинивание НКТ, устьевой арматуры, трубопроводов.
Б) повышение газообразования в области приема насоса.
В) засорение фильтра насоса и фильтра скважины.
Г) снижение сопротивления изоляции системы
Д) снижение динамического уровня до критической величины.
Причины осложнений приведенных в пунктах а, б, в - устанавливаются по снижению величины электрического тока, давления.
В пункте Г – по регистрирующему омметру. В пункте д – по данным эхометрии.
Для обеспечения стабильности работы установок ЭЦН ведется контроль по приборам, установленным в станции управления и на устье, а также по исследованиям скважины.
В процессе эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН необходимо:
§ не менее 4-х раз в месяц проверять режим работы УЭЦН – динамический уровень, дебит (1 сут. - для УЭЦН работающей в периодическом режиме, и 6 часов - для УЭЦН работающей в постоянном режиме), давления буферное, линейное и затрубное, работоспособность обратного клапана;
§ не реже 1-го раза в месяц, определять истинный динамический уровень по методикам компании.
§ рабочий ток, загрузку, сопротивление изоляции и напряжение питания проверяется один раз в сутки оператором ЦДНГ при объезде фонда скважин;
§ не менее чем один раз в месяц, электромонтер, совместно с оператором ЦДНГ, производит проверку и корректировку настройки защит в СУ и подбор оптимального напряжения регулированием базовой частоты (в случае СУ с ЧРП).
§ не менее 4-х раз в месяц (или согласно плану отбора проб по месторождениям) необходимо отбирать пробы для определения обводненности продукции скважины оборудованной УЭЦН, не менее одной пробы в месяц на КВЧ.
Также во избежание нарушения стабильности работы или выхода из строя установок ЭЦН на скважине, с поределенной периодичностью, проводятся следующие профилактические мероприятия:
w для удаления механических примесей из УЭЦН – прямая (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН), обратная или комплексная промывка УЭЦН технологическими жидкостями;
w для защиты от солеотложений внутренних органов насоса – постоянная подача химического реагента в затрубное пространство скважины на приём УЭЦН с помощью дозировочных установок;
w для удаления солеотложений с внутренних органов насоса – прямая (в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН), обратная или комплексная химическая (СКО) обработка УЭЦН;
w для предотвращения отложения солей на погружном оборудовании - периодическая закачка химического реагента через систему поддержания пластового давления (ППД), закачка ингибитора солеотложений в призабойную зону добывающей скважины;
w для удаления парафиноотложений с внутренних органов насоса и полости НКТ – прямая или обратная промывка горячей нефтью (не более 80°С в зависимости от наличия обратного клапана на выкиде УЭЦН);
w для удаления парафиноотложений из внутренней полости НКТ – спуск шаблона (механический скребок) в колонну НКТ или применение электронагревателей различных принципов действия.
Заключение:
За все время своей эксплуатации в нефтегазовой отрасли установки электроцентробежных насосов, пришедшие на смену штанговым насосам, зарекомендовали себя, как надежные, высокоэффективные, а также простые в управлении и обслуживании. Несмотря на определенные ограничения в использовании УЭЦН в разработке газовых месторождений - они обширно применяются при добыче нефти. В настоящий момент при помощи установок электроцентробежных насосов извлекается более 80% всей добываемой в России нефти.
Список литературы:
1. Каплан Л.С. Оператор по добыче нефти и попутного газа: Учебное пособие для операторов: Уфа, 2005 – 553с
2. И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учебно-методическое пособие. Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. университета, 2013. – 177 с.
3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М-. Недра, 1990. – 427с.