книги / Справочник по нефтепромысловому оборудованию
..pdfЖидкость в насос поступает одновременно в левый и правый органы через приемные сетки-фильтры. В камере между винтами потоки соеди
няются, и, следуя дальше по кольцевому каналу между |
корпусом насоса |
|
и верхней обоймой, жидкость через |
предохранительный |
клапан поступает |
в напорную линию. |
|
|
Подвижные детали насоса (два |
рабочих винта и приводной вал) со |
единены в гибкую систему двумя эксцентриковыми муфтами. Неподвижные части рабочих органов (обоймы совместно с основанием
и корпусами) образуют жесткую систему — трубчатый корпус насоса. Гибкая внутренняя связь подвижных частей рабочих органов позво
ляет винтам самоустанавливаться в обоймах. В связи с тем, что рабочие винты вращаются эксцентрично относительно оси насоса, для уравнове шивания возникающих при их вращении центробежных сил они при по мощи эксцентриковых муфт смещены от оси насоса в диаметрально про тивоположные стороны на величину их эксцентриситетов. Остающийся неуравновешенным момент от пары этих центробежных сил, действующих в противоположные стороны, создает некоторую вибрацию установки, ко торая улучшает наполнение рабочих органов особенно вязкими жидко стями.
При перекачке жидкостей с повышенной вязкостью снижаются пере токи через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой. Поэтому характеристики винтового насоса при перекачке вязких жидко стей лучше, чем при перекачке воды.
Особенность винтовых насосов — их рабочие органы изготовляются с различными натягами и зазорами, учитывающими их тепловое расши рение в скважинах.
Для таких скважин необходимо заказывать насос соответствующей модификации по данным, приведенным ниже (звездочкой обозначены насосы, находящиеся в разработке).
Модификация насоса |
Температура |
|
|
|
|
Температура |
жидкости, °С |
|
Модификация насоса жидкости, °С |
||||
ЭВНТ5А-16-1200А |
До 30 |
ЭВНТ5А-25-1000В |
50—70 |
|||
ЭВНТ5А-16-1200Б |
30—50 |
ЭВНТ5А-100-1000А |
До 50 |
|||
ЭВНТ5А-16-1200В |
50—70 |
ЭВНТ5А-100-1000Б * |
50—70 |
|||
ЭВНТ5А-25-1000А |
До 30 |
ЭВНТ5А-200-900А |
До 50 |
|||
ЭВНТ5А-25-1000Б |
30—50 |
ЭВНТ5А-200-900Б * |
50—70 |
|||
Техническая характеристика винтовых |
насосов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощ |
Частота |
|
|
Подача, |
|
|
ность |
||
Модификация насоса |
Напор, |
м |
враще |
Частота |
||
мп/сут |
насоса |
ния, |
тока, Гц |
|||
|
|
|
|
не более, |
мин-1 |
|
|
|
|
|
к Вт |
|
|
ЭВНТ5А-16-1200 |
16 |
1200 |
|
4,5 |
1420 |
50 |
ЭВНТ5А-25-1000 |
25 |
1000 |
|
5,5 |
1420 |
50 |
ЭВНТ5А-100-1000 |
100 |
1000 |
|
19 |
1400 |
50 |
ЭВНТ5А-200-900 |
200 |
900 |
|
31 |
1400 |
50 |
Приводом винтовых насосов (табл. 48) служит погружной электро двигатель (рис. 49). Электродвигатель трехфазный, асинхронный, корот козамкнутые четырехполюсный, погружной, маслонаполненный. Исполне ние двигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным вверх. Номцнальный режим работы двигателя — продолжительный. Элект родвигатель состоит из статора, ротора, головки 6 и основания 15. Статор представляет собой трубу, в которую нашихтованы магнитные 9 и немаг нитные 10 Сердечники, чередующиеся между собой. Магнитные сердечники набраны из листовой электротехнической стали и служат магнитопроводом. Немагнитные сердечники набраны из немагнитного материала и служат опорами промежуточных подшипников П ротора. Обмотка ста тора протяжная.
Ротор Многоопорный состоит из магнитных сердечников, между кото рыми расположены промежуточные подшипники скольжения, снабженные самостопорящими устройствами, исключающими проворачивание их в ста торе. Сердечники, выполненные из листовой электротехнической стали, имеют пазы с вложенными в них медными стержнями, которые приварены по торцам к короткозамыкающим кольцам. Вал 13 ротора выполнен из пустотелой, калиброванной стали. На валу закреплена турбинка 8, которая создает циркуляцию масла через центральный канал вала, под шипники и пазы в статоре.
Головка при помощи резьбы соединяется с корпусом статора электро двигателя. К головке присоединяется протектор гидрозащиты. В расточке головки расположены радиальный подшипник 7, пята 2, подпятник 3 и колодка кабельного ввода 17 с тремя гнездами под контакты кабельной муфты. Пять — стальной полированный диск, изготовленный из термиче ски обработанной легированной стали. Подпятник бронзовый с бабби товой наплавкой. Основание с помощью резьбы крепится к корпусу ниж него подшипника 14. В основании расположены фильтр 16, служащий для очистки масла от механических примесей, и перепускной клапан 18. Техническая характеристика двигателей дана в табл. 49.
Кабельные линии, кабели, трансформаторы и станции управления для комплектации установок погружных винтовых электронасосов иден тичны применяемым для установок погружных центробежных электро насосов.
|
|
|
|
|
|
Т А Б Л И Ц А |
48 |
|||
Напряжение |
Рекомендуемая |
рабочая |
К. П. |
|
Длина |
|
|
|||
область по подаче |
при |
Д. |
Масса, |
кг |
||||||
сети, В |
содержании газа |
на |
насоса, |
% |
насоса, |
мм |
||||
|
|
|||||||||
|
приеме насоса |
50 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
380 |
8—11 |
|
|
60 |
|
3540 |
|
104 |
|
|
380 |
12,5—18 |
|
|
62 |
|
3540 |
|
105 |
|
|
380 |
50-75 |
|
|
68 |
|
3940 |
|
110 |
|
|
380 |
100—125 |
|
68 |
|
4650 |
|
130 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т А Б Л И Ц А 49 |
Техническая характеристика погружных двигателей к винтовым насосам |
||||||||
|
Параметры |
|
ПЭД5.5-123/4В5 |
ПЭД22-123/4 В5 |
ПЭД32-123/4 В5 |
|||
|
1 |
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощность |
|
номиналь- |
5,5 |
22 |
32 |
|||
ная, |
кВт |
|
|
линей- |
360 |
700- |
1000 |
|
Напряжение |
|
|||||||
но?, |
В |
|
|
|
|
15,7 |
32 |
33] |
Сила |
номинального |
|||||||
тока, |
А |
|
|
Гц |
|
50 |
50 |
50 |
Частота тока, |
|
|||||||
Частота |
|
вращения |
|
1500 |
|
|||
(синхронная), |
мин-1 |
6 |
7,5 |
7,5 |
||||
Скольжение, |
% |
|
||||||
К. п. д., % |
|
|
мощ |
77 |
77 |
77 |
||
Коэффициент |
|
0,73 |
0,73 |
0,73 |
||||
ности |
|
|
(беч |
уче- |
2 |
2 |
о |
|
Мпуск/М„ом |
|
|
1 |
|||||
та падения |
|
напряже |
|
|
|
|||
ния |
в кабеле) |
|
0,1 |
0,4 |
0,9 |
|||
Скорость |
|
охлаждаю |
||||||
щей |
жидкости, |
м/с |
|
|
|
|||
Габариты, |
мм: |
|
|
123 |
|
|||
поперечный |
|
2358 |
5858 |
|||||
длина |
|
(транспор |
4458 |
|||||
тировочная) |
|
155 |
290 |
420 |
||||
Масса, кг |
|
|
|
|
||||
Обмоточный провод |
ПЭТВПДЛ-3 |
ПЭТВПДЛ-3 |
ПЭТВПДЛ-3 |
|||||
|
|
|
|
|
|
диаметром |
диаметром |
диаметром |
Температура |
окру |
1,88 мм |
2,44 мм |
2,44 мм |
||||
|
50 |
|
||||||
жающей |
среды |
при |
|
|
|
|||
номинальной |
мощ |
|
|
|
||||
ности, °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
П р и м е ч а й и с. Разработана модификация электродвигателей в корпус |
|||||||
диаметром |
|
117 мм. |
|
|
|
IV. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом
Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость подни мается с забоя за счет энергии газа, нагнетаемого в колонну подъемных труб с устья или из второго пласта той же скважины, и позволяет эксп луатировать скважины, продукция которых содержит большое количе ство газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продук ции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем.
Наиболее рациональная технологическая |
схема |
газлифтной |
эксплуата |
|||
ции замкнутый |
газлифтный |
цикл (рис. 50), |
при |
котором нагнетаемый |
||
в скважины газ |
многократно |
используется |
для |
осуществления |
газлифта. |
124
В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-тех нических характеристик скважин применяется непрерывный и периодиче ский газлифтные способы эксплуатации.
При непрерывном газлифтном способе газ нагнетается в колонну подъемных труб, и жидкость непрерывно поднимается с забоя на устье.
Периодический газлифтный способ характеризуется цикличностью по дачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки сква жины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопле ния жидкости в подъемных трубах.
Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуатировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим — с низким забойным давлением.
Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забой ным давлением можно эксплуатировать обоими способами, из которых из
бирается |
оптимальный |
(по минимальному расходу нагнетаемого газа |
и геолого-техническим условиям). |
||
Для |
добычи нефти |
непрерывным газлифтным способом из одного пла |
ста скважины выпускаются газлифтные установки типа Л и ЛН, обеспе чивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабиль ную работу в заданном режиме при требуемой депрессии на пласт.
Установки позволяют использовать однорядный подъемник (подъем ные трубы), осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.
Установки внутрискважинного газлифта типа УВЛ, 1УВЛ и УВЛГ позволяют использовать для подъема жидкости энергию газового пласта, вскрытого в той же скважине, и обеспечивают регулирование расхода газа и подачу его для подъема нефти непосредственно в скважине. Установки типа УВЛГ позволяют, кроме того, часть продукции газового пласта транспортировать на устье по самостоятельному каналу.
Установки внутрискважинного газлифта позволяют также раздельно эксплуатировать пласты при режиме естественного фонтанирования.
Для эксплуатации скважин периодическим газлифтным способом вы пускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа устьевыми регуляторами.
Установки типа Л, ЛН и ЛП имеют съемные газлифтные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично расположенных карманах скважинных камер, чем обеспечивается сохранение центрального проходного сечения подъемных труб, позволяющее проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.
Газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП
Предназначены для добычи нефти непрерывным газлифтным спо собом (установки типа Л и ЛН) с периодическим газлифтом (установка типа ЛП).
Установка типа ЛН применяется в наклонно-направленных скважинах. Условные обозначения установок: Л — установка для добычи нефти непрерывным газлифтным способом, ЛН — то же, из наклонных скважин,
ЛП — установка для добычи нефти периодическим газлифтным способом, первое число после буквенного шифра — условный диаметр колонны подъ емных труб (в мм), буква А, Б, В — условный наружный диаметр газ лифтного клапана, равный соответственно 38, 25 и 20 мм, 210 — рабочее давление. Например Л-60Б-210, ЛН-73А-210, ЛП-60А-210 (табл. 50).
Устройство и работа
Установка типа Л (рис. 51, а) включает в себя устьевое оборудова ние— фонтанную арматуру АФКЗа-65х210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г,
РИС. 50. |
Схема замкнутого |
газлифтного цикла: |
|
|
|
|
|
||
/ — пакер; 2 — газлифтный |
клапан; 3 — скважинная |
камера; 4 — установка для |
сква |
||||||
жинных |
работ ЛСГ1К-131; |
5 — оборудование |
устья |
|
ОУГ80Х350; |
6 — разъединитель; |
|||
7 — абсорбер; 8 — пылеуловитель; |
9 — блок насосов; |
10 — блок регенерации; 11, |
16 — |
||||||
аппарат |
воздушного охлаждения; |
12— блок |
замера; |
13 — фильтр |
сепаратора; |
14 — |
|||
промежуточный сепаратор; |
15 — концевой сепаратор; |
17 — емкость |
конденсата’ |
|
|||||
пакера |
ПН-ЯГМ и приемного |
клапана. |
В установках, |
где применяются |
газлифтные клапаны Г-38 и Г-38Р 5 для фиксации их в карманах сква жинных камер используют кулачковые фиксаторы ФК-38 12.
После спуска скважинного оборудования, посадки пакера гидромеха ническим способом и монтажа фонтанной арматуры в затрубное прост ранство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под дей ствием давления нагнетаемого газа и гидростатического давления столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны, установленные в скважин ных камерах, открываются. Происходит переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении верхнего пускового клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жид кости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине уста новки первого клапана уменьшается, и продолжается переток жидкости из затрубного пространства скважины в подъемные трубы. Уровень жид кости в затрубном пространстве понижается, и обнажается второй клапан.
Нагнетаемый газ |
поступает |
в подъемные трубы |
через |
первый |
и |
второй |
||
клапаны. Столб |
жидкости |
в подъемных |
трубах |
выше |
второго |
|
клапана |
|
аэрируется |
и выносится на |
поверхность. |
Давление в подъемных |
трубах |
||||
на глубине |
расположения |
второго клапана уменьшается, что |
приводит |
к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъем ные трубы.
Уровень жидкости в затрубном пространстве |
скважины |
понижается |
||
и достигает |
третьего клапана. Нагнетаемый газ |
поступает |
в |
подъемные |
трубы через |
второй и третий клапаны. |
|
|
|
Давление нагнетаемого газа в затрубном пространстве |
уменьшается, |
и первый клапан закрывается. Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины продолжает понижаться и в момент обнажения четвертого кла пана закрывается второй и т. д. Понижение уровня в затрубном простран-
Техническая характеристика газлифтных установок типа Л, ЛН и ЛП
Показатели |
Л-60А-2 10 |
Л-60Б-2 10 |
Л-73Б-2Ю |
Л-73 А-2 10 |
Условный диаметр эксплуатационной ко лонны труб по ГОСТ 632—80, мм
Условный диаметр колонны подъемных труб по ГОСТ 633—80,
мм
Максимальный отбор жидкости, м3/сут
Удельный расход ра бочего агента, м3/т
Рабочее давление, МПа
Тип газлифтного кла пана
Тип скажинной ка меры
Максимальная глу бина спуска скважин ного оборудования, м
Рабочая среда
Температура рабочей среды не более, К
Число скважинных камер
Габариты скважин ного оборудования, мм:
диаметр длина (без подъем
ных труб) при чис ле скважинных ка мер:
п= 10
п= 2
Масса скважинного оборудования (в кг) при числе скважин ных камер:
п= 10
п= 2
|
146 |
|
168 |
60 |
|
|
73 |
100— 120 |
|
250—300 |
|
|
50-150 |
|
|
Г-38, |
Г-25 |
Г-25Р |
Г-38, |
Г-38Р |
|
|
Г-38Р |
К-60А-210 К-60Б-210 |
К-73Б-210 |
К-73А-210 |
|
2000 |
|
|
|
|
|
|
Нефть, газ, |
122 |
122 |
140 |
140 |
27 700 |
18 100 |
19 500 |
31 880 |
7 000 |
5 100 |
5 500 |
9 380 |
835 |
400 |
460 |
825 |
220 |
135 |
145 |
215 |
|
|
|
|
Т А Б Л И Ц А |
50 |
||
ЛН-73Б-210 |
ЛН-73А-210 |
ЛН-89Б-210 |
ЛП-60А-210 |
ЛП-73А-210 |
|||
146 |
|
168 |
|
146 |
|
168 |
|
73 |
|
89 |
|
60 |
|
73 |
|
250—300 |
|
|
|
40 |
|
|
|
|
|
|
|
300—750 |
|
|
|
21 |
|
|
|
|
|
|
|
Г-25, Г-25Р |
Г-38, Г-38Р |
Г-25, Г-25Р |
|
Г-38, |
Г-38Р |
|
|
КТ-73Б-210 |
КТ-73А-210 |
КТ-89Б-210 |
о |
о |
о |
|
о |
|
|
|
< |
сЗ |
|||
|
|
|
<N |
< |
|
(N |
|
|
|
|
о |
< |
со |
|
< |
|
|
|
СО |
г- |
|
||
|
|
|
|
О |
|
|
СО |
|
|
|
К |
СО |
X |
|
с^- |
|
|
|
& |
|
\к |
||
|
|
|
|
X |
|
||
2500 |
|
|
|
3000 |
|
|
|
пластовая вода |
|
|
|
|
|
|
|
373 |
|
|
|
|
|
|
|
2— 10 |
|
|
|
1 -9 |
1 |
1—9 |
|
122 |
|
140 |
|
118 |
|
136 |
|
29 650 |
34 800 |
30 000 |
29 270 |
28 475 |
|||
8 650 |
9 720 |
8 760 |
11 070 |
10 975 |
|||
754 |
1093 |
1014 |
|
448 |
|
525 |
|
223 |
323 |
305 |
|
128 |
|
150 |
|
5 Заказ № 1076
РИС. 51. Газлифтные установки Л |
и ЛН |
(а) и |
ЛП(б): |
|
|
|
|||
/ — фонтанная |
арматура; 2 — регулятор |
цикла |
времени |
СР-2; |
3 — скважинная ка |
||||
мера К |
или КТ; 4 — скважинная |
камера КН; |
5 — газлифтный |
клапан Г; |
6 — газо |
||||
отводное |
устройство; |
7 — пакер; |
5 — камера |
замещения; |
9 — разрядный |
клапан; |
|||
10 — приемный |
клапан; |
// — ниппель приемного |
клапана; |
12 — кулачковый |
фиксатор |
||||
ФК-38 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|