Характеристика устьевого и погружного оборудования (приборы и аппаратура)
Арматура устьевая предназначена для герметизации устья скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами.
Она состоит (рисунок 2.5) из устьевого патрубка с отборником проб 6, угловых вентилей 5, 8, 9 и перепускного клапана 10.
Рисунок 2.5. Устьевая арматура типа АУШ: 1 - отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8, 9 — угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной клапан; 11 - уплотнительное кольцо
Устьевой патрубок 4 имеет два отвода с угловыми вентилями 8 и 9. Угловой вентиль 9 и его отвод предназначен для регулирования давления в затрубном пространстве и проведения различных технологических операций, связанных с ремонтом и профилактикой скважины.
Угловые вентили 5 и 8 перекрывают потоки нефти. К угловому вентилю 8 крепится быстросборная муфта 7, позволяющая быстро отсоединить выкидную линию и освободить пространство у скважины для проведения работ при ремонте и исследовании скважины.
Трубная подвеска 3, имеющая два уплотнительных кольца 11, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством 2 наверху. Отличительная особенность сальника - наличие пространственного шарнира между головкой сальника (содержащей уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
Корпус трубной головки имеет отверстие 1 для выполнения исследовательских работ.
Продукция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески. Для снижения давления в затрубном пространстве путем перепуска продукции в трубную часть предусмотрен перепускной клапан 10.
Самоустанавливающийся сальник СУС1 (рисунок 2.6а) состоит из шаровой головки 9 с помещенными в ней нижней 2 и верхней втулками с вкладышами 3 и 10 из прессованной древесины и уплотнительной набивки 8. На верхнюю часть шаровой головки навинчивается крышка 12 с двумя скобами, которыми подтягивается уплотнительная набивка.
Рисунок 2.6 Устьевой самоустанавливающийся сальник: а — СУС1-73-25; б - СУС2-73-40; 1 - тройник; 2 - втулка нижняя; 3 - вкладыш; 4 - стопор; 5 - кольцо уплотнительное; 6 - манжетодержатель; 7 - крышка шаровая; 8 — уплотнительная набивка; 9 - головка шаровая; 10 — вкладыш; 11 - грундбукса; 12 - крышка головки; 13 — гайка; 14 - болт откидной; 15 - палец; 16 — шплинт; 17 - гайка накидная; 18 — ниппель; 19 - наконечник; 20 - сальниковый шток
В верхней части крышки головки над грундбуксой 11 имеется кольцевой резервуарчик, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока, набивки и вкладышей. Для надежного уплотнения шаровой головки предусмотрено уплотнительное кольцо 5.
Два стопора 4 в нижней части шаровой головки не позволяют ей проворачиваться вокруг своей оси при затяжке крышки.
Шаровая головка крепится к тройнику 1 двумя откидными болтами 14, укрепленными на тройнике пальцами 15, которые входят в проушины болтов. Тройник снабжен быстроразборным соединением для подсоединения к выкидной линии.
Устьевой сальник СУС2 (рисунок 2.6б) в отличие от сальника СУС1 имеет вторую камеру, включающую шаровую головку с помещенными в ней уплотнительной набивкой и промежуточной втулкой с вкладышами и двумя резиновыми кольцами.
При этом основная уплотнительная набивка помещена в корпусе, который навинчен на резьбу шаровой головки. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные верхние уплотнительные элементы на скважине. Изношенные направляющие втулки, необходимо заменять при текущем ремонте скважин, когда устьевой сальник вместе со штоком находится на мостках.
Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускают по межтрубному пространству через специальный патрубок (рисунок 2.6).
В связи с недостаточно высокой подачей штанговых насосов, необходимостью установки громоздкого оборудования, опасностью обрыва штанг при больших глубинах скважин и другими причинами ограничивается область использования штанговых насосов. Поэтому применяют бесштанговые насосы, из которых наиболее широко распространены центробежные электронасосы. Отличительная черта таких насосных установок заключается в переносе двигателя непосредственно к месту установки насоса и устранении штанг.
Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) состоит из погружного насоса, спускаемого в скважину на колонне подъемных труб, кабельной линии и наземного электрооборудования для питания и управления работой насоса.
Центробежный погружной электронасос состоит из следующих основных частей (рисунок 2.7): многоступенчатого насоса 1 электродвигателя 2 и протектора 3, который предохраняет двигатель от проникновения в него нефти или воды и обеспечивает подачу смазки к подшипникам двигателя и насоса. Эти части закрыты стальными герметичными кожухами. Рабочие колеса насоса расположены на общем с электродвигателем валу. Число рабочих колес (ступеней) может изменяться в широком диапазоне (от 80 до 300). В нижней части насоса имеется приемный фильтр 4.
Весь агрегат спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Энергия к двигателю подается по специальному кабелю, свиваемому с устанавливаемого на поверхности барабана 7. Кабель спускается вместе с колонной труб и крепится к последним снаружи с помощью специальных хомутов. Откачиваемая жидкость поступает на поверхность по насосно-компрессорным трубам. На устье монтируют легкую арматуру, которая обеспечивает подачу струи в выкидную линию, возможность измерения буферного, а при необходимости и затрубного давления, возможность установки регулирующего штуцера (при необходимости), лубрикатора для спуска приборов и отбора проб извлекаемой жидкости с целью определения обводненности нефти.
Рисунок 2.7 – Схема установки погружного центробежного электронасоса.
Характеристики центробежных погружных электронасосов. Основные параметры центробежного электронасоса: подача Q м3/сут и развиваемый напор (давление) Н. Напор насоса принято измерять в метрах водяного столба. Его величина характеризует высоту, на которую жидкость (вода) может быть поднята данным насосом. Напор и подача — характеристики взаимозависимые: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача
Типичная зависимость развиваемого напора от подачи ЭЦН показана на рисунке 20.2 (кривая Q—H). По характеру кривой видно, что насос с приведенной на графике рабочей характеристикой способен поднять столб воды на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). При нулевом напоре насос способен перекачивать жидкость с расходом 500 м3/сут. При подаче 300 м3/сут. установка способна поднять воду на высоту 700 м. В паспортных данных обычно указывают значения напора и подачи при максимальном КПД установки (т.н. номинальные напор и подача).
Рисунок 2.8 -Зависимость напора Н, КПД h, мощности N установки центробежного электронасоса от подачи
Отечественная промышленность выпускает несколько типов в диапазоне подачи (при максимальном КПД) от 40 до 700 м3/сут и напора от 400 до 1800 м. Разрабатывают ЭЦН и на более высокие значения Q и Н. Внешний диаметр установок разного типа изменяется в пределах 114—137 мм.
Наиболее простой способ регулирования подачи насоса — дросселирование потока (установка штуцера). Однако этот способ приводит к снижению КПД установки, к необходимости оборудования устья скважины арматурой повышенного давления и к увеличению нагрузок на вал и рабочие колеса насоса, что укорачивает срок службы установки. От этих недостатков свободен способ регулирования характеристики установки путем изменения числа рабочих ступеней насоса. Чем больше ступеней, тем выше развиваемый напор при той же подаче. Эффективность работы ЭЦН значительно снижается при содержании в откачиваемой продукции свободного газа.