Презентация на тему "Конструкция установок погружных центробежных электронасосов"

Включить эффекты
1 из 47
Смотреть похожие
Ваша оценка презентации
Оцените презентацию по шкале от 1 до 5 баллов
  • 1
  • 2
  • 3
  • 4
  • 5
5.0
1 оценка

Рецензии

Добавить свою рецензию

Аннотация к презентации

Посмотреть и скачать бесплатно презентацию по теме "Конструкция установок погружных центробежных электронасосов". pptCloud.ru — каталог презентаций для детей, школьников (уроков) и студентов.

  • Формат
    pptx (powerpoint)
  • Количество слайдов
    47
  • Слова
    другое
  • Конспект
    Отсутствует

Содержание

  • Конструкция установок погружных центробежных электронасосов
    Слайд 1

    Конструкция установок погружных центробежных электронасосов

    Установки погружных насосов УЭЦНМ и УЭЦНМК в модульном исполнении предназначены для откачки пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси из вертикальных и наклонных нефтяных скважин. Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионно-стойкое. По поперечным размерам насосы делятся на три 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 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа 6 - 114 мм. В шифре УЭЦНМ заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Пример условного обозначения установки в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный;5 - группа насоса;125 - подача, м3/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”.

  • Слайд 2

    Показатели назначения по перекачиваемым средам

    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 рН6,0 - 8,5; максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л); микротвердость частиц - не более5 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 методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам, принятой в НГДУ; максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л); температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более90 °С. Внимание.В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

  • Слайд 3

    Требования к конструкциям скважин, эксплуатируемых электронасосами

    1) минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели; Типоразмер Диаметр Внутренний установки установки, диаметр мм скважины, мм УЭЦНМ5 112 121,7 УЭЦНМ5А 124 130 УЭЦНМ6 (менее 500 м3/сут) 137 144,3 УЭЦНМ6 (более 500 м3/сут) 140,5 148,3 Максимальный диаметр установки зависит от типоразмера используемого погружного двигателя и может отличаться от приведенных в таблице в большую сторону. Например, установка УЭЦНМ5 с ПЭД-103-В5 имеет диаметр 116,4 мм, с ПЭД-117-ЛВ5 - 119,6 мм. 2) максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2 на 10 м; 3) максимальное давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2; 4) отклонение ствола скважины от вертикали в зоне установки - не более 40; 5) интенсивность изменения кривизны ствола скважины в зоне подвески установки - 3 мин. на 10 м;

  • Слайд 4

    Компоновка УЭЦН в скважине В комплект установки УЭЦНМ входят: погружной насосный агрегат; кабельная линия в сборе6; наземное электрооборудование5 - трансформа- маторная комплектная подстанция (индивидуаль-ная КТППН или кустовая КТППНКС); монтажа на скважине. Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство. Насосный агрегат состоит из: погружного центробежного насоса 7 двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой). Насосный агрегат спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насо-су и насосно-компрессорным трубам металличес-кими поясами 3, входящими в состав насоса.

  • Слайд 5

    Модуль - насос

    Погружной центробежный модульный насос, рис. 2, - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос состоит извходного модуля 3,модуля-секции2(модулей-секций),модуля-головки1, обратного и спускного клапанов. Внимание.Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности. Обратный клапан1(рис. 1) предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата.Спускной клапан2 (рис. 1) служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ, а спускной (сбивной) клапан - на третьей НКТ (2.5“) выше установки.

  • Слайд 6

    Модуль-головкасостоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией. Модуль-секциясостоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 1.Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами. Входной модульсостоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции.Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя. Погружной насос фирмы Centrilift A Baker Hughes Incorporated

  • Слайд 7

    Характеристики модулей-секций насоса Длина от фланца до фланца: модуль насоса 3 - 3365 мм; модуль насоса 4 - 4365 мм; модуль насоса 5 - 5365 мм. В последние годы ОАО «АЛНАС» постоянно совершенствует конструкции насосов. Все типы насосов могут быть выполненными: с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение); износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД); с приемной сеткой и ловильной головкой на секции. Табл. 1

  • Слайд 8

    Показатели технической и энергетическойэффективности установок

    Номи-Номи- Мощ- К. п. д., K. п. д.Макси- Рабочая часть нальнаяналь- ность, %насоса, мальнаяхарактеристики Установкиподача, ныйкВт % плотность м3/сут напор, водонефтя-подача, напор,мной смеси,м3/сутм кг/м3 УЭЦНМ5-50-1300 50 1360 23 33,5 43 1400 25 - 70 1400 - 1005 УЭЦНМК5-50-1300 1360 23 33,5 1400 1400 - 1005 УЭЦНМ5-50-1700 1725 28,8 34 1340 1780 - 1275 УЭЦНМ5-80-1200 80 1235 26,7 42 51,5 1400 60 - 115 1290 - 675 УЭЦНМК5-80-1200 1235 26,7 42 1400 1290 - 675 УЭЦНМ5-80-1400 1425 30,4 42,5 1400 1490 - 1155 УЭЦНМ5-80-1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 - 855 УЭЦНМ5-80-1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 - 980 УЭЦНМ5-125-1000 125 1025 29,1 50 58,5 1240 105 - 165 1135 - 455 УЭЦНМ5-125-1200 1175 34,7 48 1400 1305 - 525 УЭЦНМ5-125-1300 1290 38,1 48 1390 1440 - 575 УЭЦН M5-125-1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 - 785 УЭЦНМ5-200-800 200 810 46 40 50 1180 150 - 265 970 - 455 УЭЦНМ5-200-1000 1010 54,5 42 1320 1205 - 565 УЭЦНМ5-200-1400 1410 76,2 42 1350 1670 - 785 УЭЦНМ5А-160-1450 160 1440 51,3 51 61 1400 125 - 205 1535 - 805 УЭЦНМК5А-160-1450 1440 51,3 51 1400 1535 - 905 УЭЦНM5A-160-1600 1580 56,2 51 1300 1760 - 1040 УЭЦНМ5А-160-1750 1750 62,3 51 1300 1905 - 1125 УЭЦНMK5A-160-1750 1750 62,3 51 1400 1905 - 1125 УЭЦНM5A-250-1000 250 1000 55,1 51,5 61,5 1320 195 - 340 1140 - 600 УЭЦНМ5А-250-1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 - 650 УЭЦНМК5А-250-1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 - 650

  • Слайд 9

    Газосепаратор

    Для откачивания пластовой жидкости, содержащей от 25 до 55% (по объему) свободного газа у приемной сеткивходного модуля, к насосу подключаютмодуль - газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем -секцией. Наиболее известны две конструкции газосепараторов: газосепараторы с противотоком; центробежные или роторные газосепараторы. Для первого типа, применяемого в некоторых насосахReda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса. В отечественных установках, а также насосах фирмыCentrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину. 1-головка; 2-втулка радиального подшипника; 3- вал; 4- сепаратор; 5-нап- равляющие аппараты; 6-рабочие колеса; 7-корпус; 8-шнек; 9-основание.

  • Слайд 10

    Осложнения, вызванные наличием газа на приеме насоса

    Пар может создавать в насосе газовую пробку, что приводит к скачкам давления и выходу насоса из строя. Современные центробежные сепараторы обеспечивают эффективное отделение до 90% несвязанного газа прежде, чем он достигнет насосного блока, что снижает кавитацию в насосе и колебания нагрузки электродвигателя. Газосепаратор фирмы Centrilift A Baker Hughes Company Пар не смазывает подшипники в достаточной степени. КПД насоса снижается Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД НКТ.

  • Слайд 11

    Погружные электродвигатели

    Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серииПЭДв нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5работают от сети переменного тока частотой 50 Гц. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях)с температурой до 110°С, содержащей: механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л; сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л; свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа. 1 - крышка; 2 - головка; 3 - пята; 4 - подпятник; 5 - пробка; 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 - статор; 10 - магнит; 11- фильтр; 12 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус; 17,18 - пробка.

  • Слайд 12

    Параметры электродвигателей

    Двигательвключает в себя один или несколько электродвигателей (верхний, средний и нижний мощностью от 63 до 360 кВт) и протектор. Электродвигательсостоит из статора, ротора, головки с токовводом и корпуса. Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей: для электродвигателей с диамет-ром корпуса 103 мм -170 °С, остальных электродвигателей -160 °С. Токоввод- это изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечни-ками. В нижней части корпуса электродвигателя расположеныпробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

  • Слайд 13

    Гидрозащитапогружных электродвигателей Гидрозащитапредназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии: открытого типа- П92; ПК92; П114; ПК114 и закрытого типа- П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Рис. 5. Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов: А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1- головка; 2- верхний ниппель; 3- корпус; 4- средний ниппель; 5- нижний ниппель; 6- основание; 7 - вал; 8 -торцовое уплотнение; 9- соединительная трубка; 10 - диафрагма.

  • Слайд 14

    Принцип работы гидрозащиты Основным типом гидрозащитыдля комплектации ПЭДпринята гидрозащита открытого типа.Ее принцип действия требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя. Верхняя камераА, рис. 5, заполненабарьерной жидкостью, нижняяБ -диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую. В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе. Основные характеристикигидрозащит представлены в таблице. В последние годы ОАО “АЛНАС” освоил и выпускает новые марки гидрозащит - МГ-51 и МГ - 54.

  • Слайд 15

    Маркировка и обозначения ПЭД

    В шифре двигателяПЭДУСК-125-117ДВ5-приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный;С- секционный (отсутствие буквы - несекционный);К- коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное);125- мощность, кВт;117- диаметр корпуса, мм;Д- шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель);В5 - климатическое исполнение и категория размещения. В шифре электродвигателяЭДК45-117Вприняты следующие обозначения:ЭД- электродвигатель;К- коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение);45- мощность, кВт;117- диаметр корпуса, мм;В- верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный,С- средняя секция,Н- нижняя секция). В шифре гидрозащитыПК92Дприняты следующие обозначения:П- протектор;К- коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное);92 - диаметр корпуса в мм; Д- модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью). Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальнымикомплектными устройствами. Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем. Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

  • Слайд 16

    Устройства комплектные серии ШГС 5805 Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателями серии ПЭД(в том числе со встроенной термоманометрической системой) мощностью 14 - 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока. В шифре устройстваШГС5805-49АЗУ1приняты следующие обозначения: ШГС5805- обозначение серии (класс, группа, порядковый номер устройства); 4- номинальный ток силовой цепи до 250 А; 9- напряжение силовой цепи до 2300 В; А- модификация для наружной установки (Б- для встраивания в КТППН,Т- с термоманометрической системой); 3- напряжение цепи управления 380 В; У- климатическое исполнение для умеренного климата (ХЛ- для холодного климата); 1- категория размещения для наружной установки (3.1- для встраивания в КТППН). Устройства ШГС5805 по функциональному назначению являются станциями управления. Начиная с 1999 г. ОАО «АЛНАС» выпускает УЭЦНМ, комплектуемые новыми станциями управления - СУА, которые прошли промышленные испытания более, чем в 15 НГДУ. Новые станции СУА снабжены более совершенной термоманометрической системой - СКАД-2.

  • Слайд 17

    Функции станции управления Устройства ШГС5805 обеспечивают: 1. Включение и отключение электродвигателя насосной установки. 2. Работу электродвигателя установки в “ручном” и “автоматическом”режимах. При этом в “автоматическом” режиме обеспечивается: автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания; автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин; возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения; возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя; блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении; автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени при появлении от термоманометрической системы сигнала на включение при достижении средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному максимальному значению. 3. Управление установкой с диспетчерского пункта. 4. Управление установкой от программного устройства. 5. Управление установкой в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

  • Слайд 18

    Функции станции управления Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения: 1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжением 380 В. 2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока. 3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с. 4. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы “погружной электродвигатель - кабель” с уставкой сопротивления 30 кОм на отключение без выдержки времени. 5. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения. 6. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки (кроме ШГС5805-49БЗХЛ3.1), при этом лампа в светильнике должна быть 40 или 60 Вт. 7. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя (только для UirC5805-49T3VI ). 8. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению (только для ШГС5805-49ТЗУ1). 9. Индикацию текущего значения давления среды, окружающей электродвигатель (только для UirC5805-49T3VI). 10. Индикацию числа отключений установки.

  • Слайд 19

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Рис. 11.4. Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН

  • Слайд 20

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Рис. 11.5. Установка погружного центробежного насоса на кабель-канате: 1 - шлипсовый пакер; 2 - приемная сетка; 3 - клапан; 4 - посадочные кольца; 5 - обратный клапан, 6 - насос; 7 - ПЭД; 8 - штекер; 9 - гайка; 10 - кабель; 11 - оплетка кабеля; 12 - отверс Рис. 11.2. Типичная характеристика погружного центробежного насоса

  • Слайд 21

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Рис. 11.6. Рабочие характеристики погружного центробежного насоса ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате: Н - напорная характеристика; N - потребляемая мощность; η - коэффициент полезного действия

  • Слайд 22

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Определение глубины подвески ПЦЭН Глубина подвески насоса определяется: 1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости; 2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса; 3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть; 4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр; 5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать

  • Слайд 23

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Здесь Qн и Qв - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bни bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт

  • Слайд 24

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины: 1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом “газлифтного эффекта”

  • Слайд 25

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

  • Слайд 26

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

  • Слайд 27

    Эксплуатация скважин с помощью ПЦЭН Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления Рис. 11.10. Определение глубины подвески ПЦЭН и условий его работы с помощью построения кривых распределения давления: 1 - Р(х) - построенная от точки Рс; 2 - β(х) - кривая распределения газосодержания; 3 - Р(х), построенная от точки Ру; ΔР - перепад давлений, развиваемый ПЦЭН

  • Слайд 28

    Входной модуль Рабочие органы типового погружного электронасоса Насосная установка ОАО "АЛНАС"

  • Слайд 29

    Фрагмент протектора МГ52 Фрагмент протектора МГ52 (нижняя часть) Фрагмент протектора МГ52 (верхняя часть) Гидрозащита ОАО "АЛНАС"

  • Слайд 30

    Верхняя часть протектора Обычный протектор Нижняя часть протектора

  • Слайд 31

    Нижняя часть Верхняя часть Погружной электродвигатель ОАО "АЛНАС"

  • Слайд 32

    Газосепаратор необходим при добыче нефти из скважин с большим газосодержанием. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и насосной модуль – секцией. Принцип действия сепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа в затрубное пространство. При этом исключаются образование газовых пробок и кавитация, благодаря чему обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки. При большом газовым факторе хорошо себя зарекомендовали газосепараторы, работающие в тамдеме. Газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса. Газосепаратор

  • Слайд 33

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Скважинный насос

  • Слайд 34

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.2. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

  • Слайд 35

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.3. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов

  • Слайд 36

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.4. Клапанные узлы: а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); 1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус

  • Слайд 37

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.5. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего клапана: 1- 3 - см. рис. 10.4; 4 - корпус ловителя; 5 - ловитель

  • Слайд 38

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.6. Насосная штанга и соединительная муфта

  • Слайд 39

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.7. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки: 1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника, 7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка

  • Слайд 40

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Рис. 10.8. Канатная подвеска сальникового штока

  • Слайд 41

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

  • Слайд 42

    Эксплуатация скважин с помощью ШГН Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести: влияние свободного газа в откачиваемой смеси; уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах. К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести: утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости; утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии; подвергаются переменным нагрузкам

  • Слайд 43

    Применение гидроструйных насосов 1 – струйный насос 2 – забой скважины 3 – поверхностный насос 4 – сопло струйного насоса 5 – пласт 6 – сепаратор 7 - дебитомер жидкости 8 – манометр 9 – расходомер 10 – вентиль 11 – байпасная линия 12 – задвижка 13 – манометр устьевой 14 – пакер 15 – выкидная линия 16 - влагомер Схема обвязки и оборудование при эксплуатации скважины струйным насосом по затрубному пространству

  • Слайд 44

    Применение гидроструйных насосов 1 – струйный насос 2 – эксплуатац. колонна 3 – поверхностный насос 4 – сопло струйного насоса 5 – пласт 8 – манометр 20 – внешний ряд НКТ 18 – уровнемер 19 – манометр 17 – колонна НКТ Технологическая схема при эксплуатации скважины струйным насосом с помощью двух рядов труб НКТ

  • Слайд 45

    Применение гидроструйных насосов Достоинства новой технологии эксплуатации скважин гидроструйными насосами нет подъёма жидкости по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений; контроль динамического уровня в процессе эксплуатации; замена ненадёжных и дорогостоящих плунжерных насосов высокого давления многоступенчатыми центробежными насосами; технология позволяет эксплуатировать без установки силовой наземной станции проблемные скважины, разбросанные по площади месторождения, при подаче в сопло гидроструйного насоса воды из системы ППД; возможен вариант гидроструйной эксплуатации при нагнетании в эжектор сеноманской воды установкой ЭЦН из бездействующей скважины куста

  • Слайд 46

    Применение насосно-эжекторных установок Рис. 1. Погружная насосно-эжекторная система для подъема газированной жидкости из скважин (патент СССР №1825544, 1988г.): 1 - НКТ; 2 - ЭЦН; 3 - нагнетательная линия ЭЦН; 4, 5, 6, 7 - сопло, приемная камера, камера смешения, диффузор струйного аппарата, соответственно; 8 - газосепаратор; 9 - приемная сетка; 10 - отверстия для сброса газа; 11 - входная линия ЭЦН; 12 - обратный клапан; 13 - ПЭД; 14 - кабель; 15 - эксплуатационная колонна. Технологическая схема при эксплуатации скважины насосно-эжекторной установкой

  • Слайд 47

    1 – пласт, 2 – скважина, 3 – ЭЦН, 4 – газосепаратор, 5 – погружной электродвигатель с гидрозащитой, 6 – НКТ, 7 – динамический уровень, 8 – струйный аппарат, 9 – обратный клапан Технологическая схема при расположении струйного аппарата выше динамического уровня Применение насосно-эжекторных установок

Посмотреть все слайды

Предложить улучшение Сообщить об ошибке