Основные узлы установки уэцн
Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,3, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 4, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.
Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса.. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.
В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103 , 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм.
Установки имеют следующие исполнения:
- обычное;
- коррозионно- стойкое;
- износостойкое;
- термостойкое.
Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в
том числе и наклонных, со следующими характеристиками:
- максимальное содержание попутной воды – 99%;
- максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м3;
- максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;
- максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;
- максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;
- максимальная температура – 90 оС;
ЭЦН – это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно- стойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист».
Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов.
Насос состоит из одной или нескольких секций ( до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м.
Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, к которой крепятся НКТ.
4. Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами
Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.
Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил:
1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.
2. Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.
3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
4. Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж.
5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.
6. Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли.
7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.
9. Менять блок рубильник- предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ)
5. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин.
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на:
текущий
капитальный
Текущий ремонт скважин подразделяют на:
планово-предупредительный (или профилактический)
восстановительный
Планово-предупредительный ремонт скважин — это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-редупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.
Заключение.
Я проходил практику в компании в филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз». На работу меня приняли по специальности Оператор ДНГ 3 разряда. За время прохождения практики я узнал много новой информации. Я занимался в основном отбором проб и следил за дебитами скважин с помощью у специальной установки АГЗУ «Спутник». Эта установка создана для сепарирования, она отделяет газ от нефти, таким образом дает более точные показания по количеству добываемой нефти. Муравленковское месторождение находится на четвертом этапе разработки и по этому дает очень маленькое количество нефти. В основном УЭЦН качают 96% воды и всего 4% нефти. Также во время практики я научился пользоваться ППУ (Передвижная Паровая Установка). За время своей работы я изучил много документации касающейся непосредственно филиала и истории разработки месторождения.
Список литературы.
Коротаев Ю.П. Вяхирев Р.И. и др. «Теория и опыт добычи нефти» - М., Недра, 1998 г.
“Инструкция по комплексному исследованию нефтяных скважин” .- М., Недра,1980 г.
Коротаев Ю.П., Ширковский А.И., ”Добыча, транспорт и подземное хранение газа”
Алиев З.С. ”Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” конспект лекций.
А.И. Гриценко З.С. Алиев и др. «Руководство по исследованию скважин»
Технологический регламент по эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ), РД 00158758 -212- 2000
Геолого-физическая характеристика Муравленковского месторождения технический стандарт ОАО «Газпромнефть-ННГ», ВРД 39-1.8-028-2001
Технологический регламент на первичное вскрытие продуктивных пластов при строительстве эксплуатационных скважин месторождений Крайнего Севера, РД 00158758-195-97, ТюменНИИгипрогаз, - Тюмень, 1997. - 28 с.