5. Задачи и функции системы добычи нефти с помощью уэцн. Система управления погружным эцн

УЭЦН

В процессе разработки нефтяных залежей происходит обводнение добываемой продукции. Так как плотность воды больше плотности нефти, это приводит к увеличению плотности газожидкостной смеси, движущейся в фонтанной скважине, что в свою очередь ведет к прекращению процесса фонтанирования и уменьшению дебита скважины. В таких случаях скважину переводят на механизированный способ добычи нефти и применяют электроцентробежные насосные установки, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин.

Применение погружных ЭЦН позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения. Производительность меняется от напора: при увеличении напора производительность снижается, при снижении увеличивается. Для разных насосов напоры могут снижаться с различным числом ступеней. Для привода погружных ЦН изготавливаются асинхронные ПЭД. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением (относительно внешнего гидростатического давления в скважине) 0,2МПа.

Система управления погружным ЭЦН

Скважина с ЭЦН (рисунок 2.9) состоит из: 1 - электродвигатель;2 - гидрозащита (протектор);3 - центробежный насос;4 - обратный клапан;5 - питающий кабель;6 - спускной клапан;7 - барабан для кабеля;8 - трансформатор;9 - станция управления.

На схеме автоматизации УЭЦН (рисунок 2.10) показаны:

1 – электропогружной насос;

2 – погружной электродвигатель;

3 – станция управления типа ПГХ-5071 (ПГФ-5072) или ШГС-5802, (ШГС-5803, ШГС-5804) поз. 3а  д;

4, 5, 6, 7 - показывающие манометры;

8 - электроконтактный манометр;

9 - отсекатель.

С помощью манометров 4,5,6,7 производится контроль давления на скважине.

Схема автоматизации обеспечивает:

1) автоматическое отключение ЭД при аварийных режимах;

2) пуск и остановку по команде с ГЗУ;

3) индивидуальный самозапуск при перерывах подачи электроэнергии;

4) защиту выкидного коллектора при временном фонтанировании;

5) перекрытие выкидного коллектора отсекателем 9 при повышении или резком понижении давления (из-за порыва трубопровода).

6. Режимы работы магистрального нефтепровода. Схема автоматизации насосного агрегата на нпс

Режимы работы МН

Режим работы МН определяется схемой работы НПС: через «емкость»; с подключенной емкостью; без емкости.

При режиме «через емкость» нефть на НПС поступает в резервуарный парк, откуда отбирается подпорной насосной в магистральный агрегат.

В режиме «с подключенной емкостью» основной поток нефти подается непосредственно на всас агрегата, а в резервуары поступает только часть нефти, которая равна разности между потоками до и после станции. Требуется небольшое количество резервуаров.

При режиме «без емкости» («из насоса в насос») весь поток нефти поступает на всасывание основной магистральной НПС. Такая схема получила широкое распространение. Весь трубопровод разбивается на несколько эксплуатационных участков длинной 400-600 км. В начале каждого участка строится станция и магистральная насосная. Через 60-100 км строятся промежуточные НПС. Расстояние рассчитывается так, чтобы давление нефти было в 2 раза выше ковитационного запаса магистральных НА.

Если одна НПС выйдет из строя, то это не приведет остановке всего нефтепровода. Такая НПС будет работать «через станцию», а запаса давления будет достаточно для прохождения двух участков без риска ковитации.

Схема автоматизации НА на НПС

Системой автоматизации НА предусматриваются следующие защиты: температура подшипников; уровень заполнения камер утечек; защита при повышении вибрации; защита по минимальном давлению; защиты при не завершении программы запуска или остановке агрегатов.

СУ предусматривает работу в режиме; автоматический/резервный/испытательный.

В автоматическом режиме предусматривается выполнение заданной программы, его включение и отключение при получении одной соответствующей команды из операторной. В режиме «резервный» осуществляется автоматический пуск агрегата при отключении из-за неисправности одного из работающих агрегатов устройства защиты.

Одновременно с переводом агрегата в режим резервный осуществляется автоматическая программа запуска включающая: открытие задвижек на входе и выходе агрегата; включение индивидуальных вспомогательных систем; подключение к централизованным вспомогательным системам.

При любом режиме должен исключаться пуск и работа агрегата, если не включены устройства автоматической защиты насосной и данного агрегата, либо эти условия сработали и не деблокированы.