Обозначение УЭЦН отечественного производства.

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 13Следующая ⇒

УЭЦН в зависимости от поперечного диаметра двигателя условно делятся на 3 группы: УЭЦН5 (103 мм), УЭЦН5А (117 мм), УЭЦН6 (123 мм). Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром эксплуатационной колонны: УЭЦН5 - 121, 7 мм; УЭЦН5А – 130 мм; УЭЦН6 - 144, 3 мм.

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) - ЭЦНМ5 50-1300, где

Э-привод от погружного двигателя; Ц-центробежный; Н-насос; М-модульный; 5 - группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах); 50 - подача, м3/сут; 1300 - напор, м.

Для насосов коррозионостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К». Для насосов износостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «И».

Условное обозначение двигателя ПЭДУ 45(117), где П – погружной; ЭД – электродвигатель; У – универсальный; 45 - мощность в кВт; 117 - наружный диаметр, в мм.

Для двухсекционных двигателей после буквы «У» добавляется буква «С»

Условное обозначение гидрозащиты: Протектор 1Г-51, компенсатор ГД-51, где

Г – гидрозащита; Д – диафрагменная.

Обозначение УЭЦН «REDA»

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) DN-440 (268 ступеней).

Серия 387, где DN- рабочие органы из NI-RESIST (сплав железа с никелем); 440 - подача в баррелях/сутки; 268 - количество рабочих ступеней; 387 - наружный диаметр корпуса в дюймах.

Для насосов износостойкого исполнения после величины подачи ARZ (абразивностойкий цирконий).

Условное обозначение электродвигателя 42 Л.С. - мощность в лошадиных силах; 1129 - номинальное напряжение в вольтах; 23 - номинальный ток в амперах; серия 456 - наружний диаметр корпуса в дюймах.

Условное обозначение гидрозащиты: LSLSL и BSL. L – лабиринт; B – резервуар; P - параллельное соединение; S - последовательное соединение.

Причины отказов отечественных УЭЦН.

В НГДУ «Нижнесортымскнефть» больше половины (52%) эксплуатационного фонда и 54, 7% дающего продукцию фонда скважин с УЭЦН приходится на Битемское месторождение.

По НГДУ, включая Камынское, Ульяновское, Битемское, Мурьяунское, Северо-Лабатьюганское и другие месторождения, за 2013 год произошло 989 отказов УЭЦН отечественного производства.

Наработка на отказ в процентном соотношении составляет:

от 30 до 180 суток - 331 отказ УЭЦН (91%)

свыше 180 суток - 20 отказов УЭЦН (5, 5%)

свыше года - 12 отказов УЭЦН (3, 5%).

Таблица 2. Причины отказов отечественных УЭЦН выраженные в процентном соотношении.

Причина отказа	Количество отказов	Процентное отношение
нарушение СПО негерметичность НКТ недоспуск УЭЦН недостаточный приток некачественный ремонт ГЗ некачественный ремонт ПЭД некачественный вывод на режим некачественная комплектация УЭЦН некачественный монтаж УЭЦН некачественная подготовка скважин некачественная эксплуатация скважин необоснованный подъём нестабильное электроснабжение брак при изготовлении кабельной муфты большой газовый фактор некачественный ремонт ГЗ конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля механические примеси некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодическом режиме отложение солей повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД	2 10 7 18 9 1 23 2 1 3 8 2 2 8 4 2 7 6 25 2 20 29 23 70 3 7	0.64 3.8 2.3 5.7 2.8 0.31 7.32 0.64 0.31 0.95 2.54 0.64 0.64 2.8 1.2 0.64 2.22 1.91 8.7 0.64 6.59 9.55 7.32 23.3 0.95 2.3

На Камынском, Ульяновском, Битемском, Мурьяунском, Северо-Лабатьюганском и других месторождениях погружные электроцентробежные насосы фирмы «REDA» начали внедрять в мае 1995 года. В настоящее время на 01.01.2013г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН «REDA» по Камынскому, Ульяновскому, Битемскому, Мурьяунскому, Северо-Лабатьюганскому и других месторождениях составляет:

- эксплуатационный фонд - 735 скважин

- действующий фонд - 558 скважин

- фонд, дающий продукцию - 473 скважины

- простаивающий фонд - 2 скважины

- бездействующий фонд - 2 скважин

В процентном отношении это выглядит следующим образом:

неработающий фонд - 0, 85%

простаивающий фонд - 0, 85%

бездействующий фонд - 0, 85%

Глубина спуска насосов составляет от 1700 до 2500 метров. ДН-1750 эксплуатируются с дебитами 155...250 м³/сутки, с динамическими уровнями 1700..2000 метров, ДН-1300 эксплуатируются с дебитами 127...220 м³/сутки, с динамическими уровнями 1750...2000 метров, ДН-1000 эксплуатируются с дебитами 77...150 м³/сутки, с динамическими уровнями 1800...2100 метров,

ДН-800 с дебитами 52...120 м³/сутки, с динамическими уровнями 1850...2110 метров, ДН-675 с дебитами 42...100 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2150 метров, ДН-610 с дебитами 45...100 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2100 метров, ДН-440 с дебитами 17...37 м³/сутки, с динамическими уровнями 1900...2200 метров.

Температура в зоне подвески УЭЦН 90...125 градусов Цельсия. Обводненность продукции скважин 0...70%.

Причины отказов УЭЦН «REDA».

Таблица 3. Причины отказов УЭЦН «REDA» выраженные в процентном соотношении.

Причины ремонта скважин	Число отказов по конкретной причине, % от общего кол-ва
Износ рабочих органов (КВЧ)	6
Заклинивание отложениями солей	35
Снижение сопротивления изоляции кабеля	9, 5
Снижение сопротивления изоляции двигателя	4, 6
Механические повреждения кабеля	13, 3
Отказы по ГТМ	4, 5
Негерметичность НКТ	11, 5
Недостаточный приток	9
Брак сбивного клапана	2, 2
Заводской брак датчика	2, 2
Некачественный монтаж	2, 2

Краткий анализ причин отказов УЭЦН «REDA».

Первое место по причинам повторных ремонтов УЭЦН «REDA» занимает заклинивание отложениями солей, что составляет 35% числа всех ремонтов. Большая чувствительность к забиванию солями установок обуславливается их конструктивными особенностями. Очевидно, рабочие колеса имеют меньший зазор и большую центробежную кривизну. Это, по-видимому, способствует и ускоряет процесс солеотложения.

Механические повреждение кабеля можно объяснить только браком работы бригад ПРС при спускоподъемных операциях. Все отказы по этой причине - преждевременные.

Негерметичность НКТ по причине некачественной поставки трубы заводом-изготовителем.

Снижение сопротивления изоляции кабеля - в сростке кабеля (прогар), там, где был использован не освинцованный кабель REDALENE.

Снижение притока объясняется понижением пластового давления.

На шестом месте стоят отказы по причине повышенного КВЧ, но это не говорит о том, что УЭЦН «REDA» не боятся механических примесей. Объясняется это тем, что такие установки ЭЦН эксплуатируются в скважинах с допустимой концентрацией механических примесей, другими словами, работают в «тепличных условиях», т.к. стоимость установок REDA очень высока (превышает отечественные установки более чем в 5 раз).

Снижение сопротивления изоляции двигателя - электрический пробой обмотки статора из-за перегрева двигателя или попадания в полость двигателя пластовой жидкости.

Остановки по геолого-техническим мероприятиям ГТМ (перевод в ППД, под ГРП и т. д.)

Высоконапорные установки, работавшие с низкими динамическими уровнями обозначили проблему выделения газа практически в условиях пласта, что отрицательно повлияло на работу УЭЦН (кстати, что подтверждает и эксплуатация высоконапорных отечественных УЭЦН), поэтому в дальнейшем от спуска высоконапорных УЭЦН на месторождениях НГДУ «НСН» отказываются. Ведутся работы в настоящее время по испытанию кожухов обратного потока. О результатах испытаний говорить еще рано. Технологические службы стали шире использовать применение штуцеров.

В заключении хочется отметить, что УЭЦН импортного производства намного более устойчивы для работы в осложненных условиях. Это четко выражено по результатам сравнения УЭЦН отечественного и импортного производства. Причем и те и другие имеют свои достоинства и недостатки.

Штанговые глубинонасосные установки. Схемы ШСНУ, новые привода плунжерных насосов. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и др. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи.

Одним из распространенных сегодня способов механизированной добычи нефти является штанговый насосный способ, в основе которого лежит использование скважинной штанговой насосной установки (УСШН) для подъема жидкости из нефтяных скважин.

УСШН (рис.13) состоит из станка-качалки, оборудования устья, колонны НКТ, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг, штангового глубинного насоса (ШГН) вставного или невставного типа.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки. Вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в нем в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса, подвешенного на штангах. Это обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность.

Принцип работы

Обычные глубинные насосы по принципу действия относятся к плунжерным насосам простого действия. Ниже приводится схема процесса откачки глубинным насосом (рис. 14). Исходная ситуация: насос и насосно-компрессорная труба заполнены жидкостью. Плунжер находится в верхней мертвой точке О.Т.; плунжерный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги. При прекращении потока жидкости снизу, через всасывающий клапан, данный клапан закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость плунжерный клапан открывается и вся нагрузка жидкости падает на всасывающий клапан и, следовательно, на НКТ (рис.14а).

При дальнейшем ходе плунжера вниз (рис. 14б) верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается в трубопровод. В случае применения плунжеров, диаметр которых равен диаметру верхней штанги или меньше его, подача жидкости в трубопровод производится только во время хода плунжера вниз, в то время как при ходе плунжера вверх вновь набирается столб жидкости. Как только плунжер начинает двигаться вверх, плунжерный клапан закрывается; нагрузка жидкости снова передается на насосные штанги. Если пластовое давление превышает давление в цилиндре, всасывающий клапан открывается в момент отхода плунжера от нижней мертвой точки U.T. (рис. 14в). Поступление жидкости из пласта в освобожденный от давления цилиндр продолжается, пока ход плунжера вверх не закончится в позиции О.Т. (рис.14г). Одновременно с поднятием столба жидкости над плунжером происходит всасывание равного количества жидкости. На практике, однако, рабочий цикл насоса обычно сложнее, чем указано на этой упрощенной схеме. Работа насоса зависит в значительной мере от размера вредного пространства, отношения «газ – жидкость» и от вязкости откачиваемой среды.

Кроме того, вибрации колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг, возникающие в результате непрерывной перемены нагрузки столба жидкости, и вибрации клапанов также влияют на цикл откачки.

Типы исполнения насосов

Выпускаются следующие типы глубинных насосов:

– трубные;

– вставные.

Изготовляются также специальные модели, предназначенные для применения в нестандартных условиях эксплуатации (например: большой дебит, высоковязкая среда, большое содержание песка).

В пределах отдельных рядов типоразмеров возможны многочисленные варианты исполнения и комбинации деталей.

Рис. 13. Схема скважинной штанговой насосной установки

Поскольку у трубных насосов цилиндр насоса является неотъемлемой частью колонны НКТ, он должен быть встроен вместе с насосно-компрессорными трубами. Плунжер и всасывающий клапан могут быть смонтированы на насосных штангах (рис. 14).

Рис. 14 Схема процесса откачки

Трубные насосы.

Всасывающий клапан устанавливается в нижней части насоса при помощи соответствующих устройств. Для разборки всасывающий клапан может быть захвачен и извлечен, в результате чего насосно-компрессорные трубы опорожняются. Всасывающие клапаны изготовляются также в не извлекаемом исполнении. В таком случае допускается их исполнение в более крупных размерах, что имеет немаловажное значение при высоких дебитах. При применении неподвижно встроенного всасывающего клапана рекомендуется предусмотреть дополнительный дренажный клапан (сбивной палец). Ввиду того что плунжер имеет точно обработанную поверхность, не рекомендуется его вводить в длинную, необработанную внутри колонну насосно-компрессорных труб. С тех пор как появились надежные съемные соединители, на практике чаще всего сначала встраивают плунжер вместе с насосом, а соединение его с насосными штангами производится позже при помощи автосцепа. Плунжер извлекается вместе с цилиндром насоса по колонне НКТ.

Описанный выше принцип действия позволяет применять глубинные насосы, номинальный диаметр которых больше номинального диаметра НКТ. При одинаковом размере НКТ подача трубного насоса всегда будет больше подачи вставного глубинного насоса в результате более крупного диаметра цилиндра. Следовательно, трубные насосы применяются преимущественно для более крупных дебитов с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ и насосных штанг. Как правило, срок службы трубного насоса больше, чем срок службы вставного насоса, в результате больших размеров изнашивающихся деталей. Помимо ограниченности глубины отбора дополнительный недостаток заключается в том, что при каждой замене насоса необходимо извлекать всю колонну НКТ.

Вставные насосы

Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также демонтаж его осуществляется вместе с насосными штангами; при установке насос находится в замковой опоре (якорном башмаке) колонны насосно-компрессорных труб (рис. 16). Благодаря разнообразию типов и многочисленным вариантам материалов, используемых для изготовления элементов насоса, вставные насосы могут быть оптимально адаптированы к условиям скважины. При одинаковом размере НКТ у вставных насосов диаметр плунжера, проходное сечение и, следовательно, объем подачи меньше, чем у трубных насосов.

Различные виды исполнения вставных насосов отличаются:

а) по типу крепления (замка):

– насосы с замком в нижней части насоса;

– насосы с замком в верхней части насоса;

б) по типу рабочего цилиндра и плунжера:

– применяются тонкостенные и толстостенные цилиндры с металлическими плунжерами.

Рис. 15. Схема трубного насоса:

1 – клетка; 2 – грязесъемник; 3 – переходник; 4 – держатель седла; 5 – мембрана; 6 – муфта соединительная; 7 – плунжер; 8 – цилиндр; 9 – корпус клапана; 10 – муфта соединительная; 11 – шарик; 12 – седло; 13 – держатель седла; 14 – удлинитель; 15 – корпус клапана; 16 – шарик; 17 – седло; 18 – муфта соединительная; 19 – наконечник

Основные узлы ШГН

Цилиндр

Цилиндры глубинных насосов могут быть выполнены в различных конструкциях. Толстостенные цилиндры для всех длин хода изготовляются из холоднотянутых бесшовных труб различных материалов. Благодаря большой толщине стенок они почти не деформируются, но их внутренний диаметр меньше, чем у тонкостенных цилиндров, что отрицательно сказывается на эффективной площади плунжера. Тонкостенные цилиндры изготовляются из цельнотянутых труб или сварных труб с продольным швом. Из-за небольшой устойчивости к деформации длина цилиндров ограничена. Кроме того, этот вид исполнения – с тонкой стенкой чувствителен – в отношении высоких перепадов давления. Для повышения износостойкости рекомендуется закалка или твердое хромирование рабочих поверхностей.

Рис. 16. Схема вставного насоса:

1 – шток; 2 – плунжер; 3 – цилиндр

Рабочие цилиндры трубных насосов

Для трубных насосов применяются рабочие цилиндры следующих видов исполнения:

– толстостенный прецизионно хонингованный цилиндр (ТН).

Цилиндр интегрирован в колонну НКТ. Внутренняя (рабочая) поверхность цилиндра точно хонин гована, потому что для металлического плунжера желательно иметь минимальные допуски.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒