Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Характеристика поверхностного оборудование УЭЦН





Для работы с ЭЦН и ЭВН используется оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.6). Основой его является уплотнение, гер­метизирующее место вывода труб и кабеля. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арма­туры и устья штанговых скважинных насосных установок.

В комплект оборудования устья входит колено с обратным клапаном для соединения затрубного пространства с выкидом из НКТ. Оборудование устья типа ОЭУН рассчитано на рабо­чее давление 14-21 МПа (устьевой сальник), условный проход запорных органов 65 мм.

Аналогичное оборудование устья имеется на базе фонтанной арматуры АФК1Э-65х140, а также ОУЭ-65/50х140 - для райо­нов с умеренным климатом и ОУЭ-65/50х140хЛ - для районов с холодным климатом.

Для механизированной погрузки, перевозки и разгрузки установок ЭЦН и ЭВН используется агрегат АТЭ-6, смонтиро­ванный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б. Погружной насос, электродвигатель и протектор укладываются на платформе.

Оборудования устья сква­жины обеспечивает подключение трубопровода для отбора газа из затрубного пространства; установкой на выход­ном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером дина­мического уровня.

 

Характеристика погружного оборудование УЭЦН

Погружное оборудование монтируют на устье скважины не­посредственно перед его спуском. Сборка агрегата проводится

при соблюдении максимальной чистоты. При атмосферных осадках проводить монтаж агрегата запрещается. Порядок мон­тажа определяется инструкцией завода-изготовителя.

Кабель крепят к трубам стальными поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты. После спус­ка двух-трех труб устанавливают обратный клапан.

При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подве­шенная к скважине колонна не проворачивалась. Кабель, за­крученный вокруг труб, увеличит общий диаметральный раз­мер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

Напорная характеристика ЦН

Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения допускаемого содержания свободного газа у приема насоса: при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при газосодержании 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса.

Отсутствие однозначных количественных ограничений на значение газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считают, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. Причина вредного влияния газа на работу насоса - нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальное значение свободного газосодержания на приеме ЭЦН - 30-40 %. Зная это, на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким значением газосодержания и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса



Труба или несколько секций, длиной свыше 30 м, массой больше тонны. Ступень может дать напор в несколько метров столба.

Поперечные размеры: диаметром: 86- 4, 92 – 5, 109- 5А, 114 – 6.

ВОЛЬТЫ ПО КАБЕЛЮ:

Диаметр круглого кабеля 35 мм. Есть бронированная обвертка. Площ.попер.сеч. 16 мм2

Диаметр плоского кабеля 17мм. Величина в 2 раза меньше, значит прочность меньше

125 В/км – допустимая потеря напряжения.

ЭЦН 5А-400-1300

400 – номинальная производительность по воде м3/сут ( производительность, которой соответствует максимальное значение КПД

1300 – номинальный напор м/ в столбе

5А- поперечные габариты насоса

КПД установки 30-64 %

Номинальный напор – максимальное значение КПД

На рабочей зоне КПД изменяется незначительно (300 – 500 м3/сут)

Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3 -3,5 Н.

Поэтому для обеспечения напора в 800 - 1000 Н в корпусе насоса монтируют 150 - 200 ступеней.

Диапазон напора ±25% от номинальных значений. Повышение вязкости и наличие Г в Н ведут к ухудшению напорной характеристики.

37. Зависимость напора, подачи и КПДнасоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивление потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, КПД насоса и повышает потребляемую мощность.

При газосодержании на приеме насоса 5~7 % и менее влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию рекомендуется выполнять по номограммам П.Д. Ляпкова - В.П. Максимова для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03~ 0,05 см2/с. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса. Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения допускаемого содержания свободного газа у приема насоса: при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при газосодержании 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса.

Отсутствие однозначных количественных ограничений на значение газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считают, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. Причина вредного влияния газа на работу насоса - нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальное значение свободного газосодержания на приеме ЭЦН - 30-40 %. Зная это, на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким значением газосодержания и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса.

Принципы подбора ЦН

Подбор УЭЦН к скважине следует начинать с установления оптимального значения дебита, рассчитываемого из условий геологического, технологического и технического порядка: прочность породы пласта, цементного камня, возможность разгазирования нефти, обводненность продукции, парафинообразование и т.д.

Принципиальное значение имеет параметр забойного давления, устанавливаемого в скважинах с точки зрения поддержания оптимальных условий разработки объекта. Этот параметр, как известно, обосновывается в проектах разработки месторождения.

Зависит от напорной характеристики скважины, насоса и КПД насоса. Глубина установки насоса: при работе насоса он всегда должен находится в жидкости. Глубина установки должна быть на 150 м ниже уровня жидкости, концетрация газа не должна превышать нормы по паспорту но не больше 25%, можно предусмотреть насос с газовым сепаратором, необходимо знать температуру т.к. насосы имеют ограничения по температуре.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.