Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин

Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин

1. Характеристика оборудования при эксплуатации скважин УЭЦН

скважина бурение электроцентробежный насос

Установки электроцентробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства.

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У - установка; 2 (1) - номер модификации; Э - с приводом от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) - группа установки; 350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м³/сут; 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения - с содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки обычного исполнения - при содержании механических примесей менее 0,1г/л.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы 5А - 130,0мм, группы 6 - 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 - с диаметром не менее 148,3мм.

Критерий применимости УЭЦН:

Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900м

2 Содержание сероводорода в добываемой продукции- до 0,01

Минимальное содержание попутной воды до 99%

Содержание механических примесей до 0,5

Содержание свободного газа не более 25%

.1 Наземное оборудование УЭЦН

К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая арматура.

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

1.1.1 Станция управления

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

.1.2 Автотрансформатор

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла

.1.3 Устьевая арматура

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при технологической целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.

Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.

Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном для фонтанной арматуры.

1.2    Подземное оборудование УЭЦН

К подземному оборудованию относится НКТ, насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.

Погружной насосный агрегат спускается в скважину на НКТ и состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя и протектора.

Валы электродвигателя насоса и протектора соединяются муфтами.

.2.1 Насосно-компрессорные трубы

Насосно- компрессорные трубы НКТ применяется при эксплуатации и ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого назначения.

Условный наружный диаметр НКТ труб: 60; 73; 89; 114 мм

Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм

Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм

Группы прочности: Д, К, Е

По точности и качеству НКТ изготовляются в двух исполнениях А и Б по видам: гладкие по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-179-97, АРI 5СТ;

с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97,

АРI 5СТ; гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97; гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87; гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.

Типы резьбовых соединений:

трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;

трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);

трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);

трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Насосно-компрессорные трубы соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Насосно-компрессорные трубы производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и качеству изготовляются в двух исполнениях А и Б.

Насосно-компрессорные трубы применяются в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин для транспортировки жидкостей и газов внутри обсадных колонн, а также для ремонтных и спуско-подъемных работ.

Отличительные особенности

Система прослеживания обеспечивает постоянное соответствие качества и требуемых характеристик 100% насосно-компрессорных труб.

Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

высокогерметичные;

хладостойкие;

коррозионностойкие;

с высаженными наружу концами;

с узлом уплотнения из полимерного материала;

с отличительной маркировкой муфт;

стандартного исполнения.

1.2.1.1        Расчет диаметра насосно-компрессорных труб

Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах V_ср = 1,2-1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м²,

 (1)

и внутренний диаметр, см,

 (2)

где Q - дебит скважины, м³/сут;

V_СР - выбранная величина средней скорости. V_СР=1.5.

Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ (табл.1.1). Если разница получается существенной, то корректируется V_{с р}:

 (3)

где F_вн - площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.

Таблица 1.1. Характеристика насосно-компрессорных труб (НКТ)

1.2.2 Погружные центробежные насосы

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³/сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами.

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q_№ до 150 м³/сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м³,- сут. 89 мм при Q_e > > 300 м³/сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов.

Очевидно, что желательно подбирать насос по дебн-там п напорам в области наибольшего КПД п минимальной потребной мощности. Установки ЭЦНК могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г/л H,S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г/л H_:S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г/л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г/л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.

Установки погружных центробежных насосов

В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах 4; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура

АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ.

Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

В зависимости от поперечного размера погружного электронасосного агрегата установки подразделяются на три условные группы: 5, 5А и 6 (таб 1.2).

Рассмотрим обозначение установки на примере 1У9ЭЦН5А-250-1400:

- порядковый номер модификации установки; У - установка; 9 - порядковый номер модификации насоса; Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; 5А - группа насоса; 250 - подача, м³/сут;

- напор, м.

Погружной насос секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней.

Насос состоит из одной или нескольких секций, соединенных между собой при помощи фланцев. Секция имеет длину до 5,5 м.

Таблица 1.2

Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса - подачи и напора. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

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 с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

1.2.2.1 Определение необходимого напора ЭЦН

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

 (4)

где h_СТ - статический уровень жидкости в скважине, м;  - депрессия, м; h_тр - потери напора на трение в трубах; h_Г - разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины; h_c - потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

 (5)

где К-коэффициент продуктивности скважины, м³/сут*МПа; - плотность жидкости, кг/м³; g=9,81 м/с².

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле:

 (6)

где L - глубина спуска насоса, м.

 (7)

h-глубина погружения насоса под динамический уровень;

-расстояние от скважины до сепаратора, м; -коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент  определяют в зависимости от числа  и относительной гладкости труб :

 (8)

где -кинематическая вязкость жидкости, м²/с;

 (9)

где -шероховатость стенок труб, принимая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 6,1 мм.

Способом определения  является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

 (10)

если .

 (11)

если

Потери напора на преодоление давления в сепараторе:

 (12)

где p_с- избыточное давление в сепараторе.

Подставляя вычисленные значения  и наперед заданные  в формулу (4), найдем величину необходимого напора для данной скважины.

Подбираем насос:

ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача: 130 м³/сут

Напор:1165 м

Число ступеней-260

КПД-40%

По таблице 1.3. выбираем ЭЦН с числом ступеней

Таблица 1.3.Характеристики погружных центробежных насосов

Таблица 1.4. Параметры ЭЦН в модульном исполнении

Центробежный насос

Центробежный насос приводится во вращение специальным маслозаполненным погружным асинхронным трехфазным электродвигателем переменного тока с короткозамкнугым ротором вертикального исполнения типа ПЭД.

Двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью).

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду.

Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

двигатель состоит из статора, ротора, вала головки и основания.

Корпус статора изготавливается из стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания двигателя.

Двигатель заполняется специальным маловязким маслом для охлаждения и смазки (с высокой диэлектрической прочностью).

Статор собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей с пазами, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. Выводные концы обмотки статора соединяются с кабелем через специальную изоляционную штепсельную муфту кабельного ввода.

Короткозамкнутый многосекционный ротор двигателя набран из магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения. По оси вала выполнен канал для обеспечения циркуляции масла в полости двигателя. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами.

Электродвигатель секционного исполнения состоит из двух

секций - верхней и нижней, каждая из которых имеет те же основные узлы, что н односекционный двигатель, но конструктивно эти узлы выполнены различно.

Протектор имеет две камеры, заполненные рабочей жидкое тью электродвигателя Камеры разделены эластичным элементом - резиновой диафрагмой с торцевыми уплотнениями Вал протектора вращается в трех подшипниках и опирается на гидродинамическую пяту, которая воспринимает осевые на грузки. Выравнивание давления в протекторе с давлением в скважине происходит через обратный клапан, расположенный в нижней части протектора.

Компенсатор состоит из камеры, образуемой эластичным элементом- резиновой диафрагмой, заполненной рабочей жидкостью электродвигателя.

Полость за диафрагмой сообщается со скважиной отверстиями

Кабельная линия, обеспечивающая подвод электроэнергии к электродвигателю погружного центробежного электронасоса, состоит из основного питающего кабеля, сращенного с ним плоского кабеля, муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабель КПБК (в качестве основного).

1.2.2.2 Расчет и подбор центробежного насоса

Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора и диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам погружных центробежных насосов (табл. 1.2. или табл.1.3.). При этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженным максимум.

Учитывая, что табличные характеристики (табл. 1.3. или табл.1.4.) построены для воды, следует изменить табличные значения напора в соответствии с плотностью реальной жидкости по соотношению:

 (13)

где Н_в - табличное значение напора ЭЦН; р_в - плотность пресной воды; .р_ж - плотность реальной жидкости.

Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два способа.

.На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный напор насоса ΔH=H-H_c. Однако, этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.

.Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется. Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно

 (14)

где Н_ж - напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины; Н_с - необходимый напор скважины; z - число ступеней насоса.

1.2.3 Погружные электродвигатели

Погружные электрические двигатели (ПЭД) применяются в качестве привода для ЭЦН, выпускаются в габаритных группах: 103 и 117 мм, мощностью от 12 до 300 кВт.

Широкая номенклатура выпускаемых ПЭД различной мощности позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание “двигатель-насос” для обеспечения работы установки с максимально возможным коэффициентом полезного действия. Технология изготовления обуславливает высокое качество и надёжность погружных электрических двигателей производства ОАО “БЭНЗ.

Статор выполняется с закрытым пазом, что повышает чистоту внутренней полости двигателя, позволяет успешно применять пазовую изоляцию в виде трубки. В роторе электродвигателя применены оригинальные подшипники, имеющие механическую фиксацию от проворота и сохраняющие при этом возможность лёгкого перемещения вдоль оси вала.

Применение специальных электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при температуре пластовой жидкости до 120 °С, в высокотермостойком исполнении - до 150 °С.

После сборки на специальных стендах на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель испытывается на станции, в условиях, приближённых к реальным, в том числе, с нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергается 100% двигателей, после испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль сопротивления изоляции по индексу поляризации.

Погружной электродвигатель является составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита, поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания. Жидкость может быть самая различная - от воды, смеси соль-воды до нефти и ее смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная, приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание. Погружные электродвигатели для добычи нефти производятся в самом разном исполнении, мощностью от 10 до 1600 л.с. Так как двигатель работает при температуре до 90˚ С существуют специальные теплостойкие исполнения электродвигателя (до +140˚С). Поскольку ПЭД работает полностью погруженным в жидкость, то одним из главных условий надежной работы является его герметичность. Двигатель заполняется специальным маслом, которое служит как для охлаждения двигателя, так и для смазки деталей.

В электродвигателе применяются:

статор с рихтовкой внутренней расточки;

термостойкие колодки токоввода (до +220(С) с фиксацией;

подшипники ротора из немагнитного чугуна;

пара трения в корпусных деталях, подшипниках ротора термообработанная сталь - металлофторопласт;

вал ротора с центральным и осевыми отверстиями, имеется контур циркуляции масла;

втулки подшипников ротора и подшипников корпусных деталей имеющие осевые отверстия для смазки.

1.2.3.1 Расчет и выбор электродвигателя

Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по формуле:

 (15)

где  - КПД насоса по его рабочей характеристике,  - наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92-0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

 (16)

Ближайший больший по мощности типоразмер электродвигателя выбираем по табл.1.5 с учетом диаметра эксплуатационной колонны (140мм-103мм; 146мм-117мм; 168мм-123мм).

Запас мощности необходим для преодоления высоких пусковых моментов УЭЦН.

ПЭД40-103

Мощность-40кВт

Напряжение-1000В

Сила тока-40А

КПД-72%

cos-0,80

скорость охлаждения-0,12м

температура-55С

длина-6,2м

масса-335кг

Таблица 1.5. Характеристики погружных электродвигателей

.2.4 Кабельная линия

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ .

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Кабельная линия, т.е. кабель, намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

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.

Кабель, закрученный вокруг труб, увеличит общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.

1.2.4.1 Расчет и выбор электрокабеля

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

 (17)

где I-номинальный ток электродвигателя, А; i=5 -допустимая плотность тока, А/мм².

При выборе кабеля следует учитывать температуру и давление окружающей среды, допустимое напряжение (табл.1.5.).

Если в добываемой жидкости имеется растворенный газ, предпочтение следует отдать кабелю с полиэтиленовой и эластопластовой изоляцией, так как она не поглощает растворенный в нефти газ и не повреждается им при подъеме на поверхность. При наличии в скважине коррозионно-активных агентов предпочтение отдают кабелю с фторопластовой изоляцией (табл.1.5.).

Потери мощности в кабеле определяют по формуле:

 (18)

где I-рабочий ток в электродвигателе, А; L_к - длина кабеля, м; R- сопротивление кабеля, Ом/м,

 (19)

где удельное сопротивление меди при температурный коэффициент для меди; t₃=50⁰С- температура на заборе у приема насоса; S- площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Общая длинна кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на ремонт кабеля (l_р=100м):

; (20)

Таблица 1.5 Основные характеристики кабелей

2. Техника безопасности и охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин электроцентробежными насосными установками - ограждение движущихся частей станка - качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин серьёзные требования предъявляются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважины, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоустанавливающейся головкой типа СУС1-73-25, рассчитанное на рабочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 на давление 4,0МПа.

При монтаже и эксплуатации станков - качалок предъявляются следующие основные требования техники безопасности:

1.      Станок - качалку необходимо монтировать под руководством опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

2.      Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

.        При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсной подвески сальникового штока и устьевым сальником должно быть не менее 20см.

.        Запрещается поворачивать шкив редуктора вручную и тормозить его, подкладывая трубу, лом и др. предметы.

.        Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рычагов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвижения электродвигателя.

. Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка.

. Перед пуском станка - качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц.

. До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск автоматический».

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. электроцентробежная насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя электрооборудования необходимо использовать кондуктор скважины, который должен быть связан с рамой станка двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, плоская, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения электрическим током при обслуживании станка - качалки применяют изолирующие подставки.

Заключение

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

УЭЦН установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.

Промышленностью выпускаются насосы напор от 450-1500м.

Q-40-700

Напор определяем по формуле:

Мощность определяем:

В результате сделанных вычислений получаем:

Насос: ЭЦНИ5-130-1200

Номинальная подача:130

Напор:1165

Число ступеней-260

КПД-40%

Электродвигатель: ПЭД40-103

Заключение

Проделав эту курсовую работу, я закрепила и углубила приобретенные знания и применила их к решению конкретных теоретических и практических задач; получила дополнительные навыки работы со справочной и научной литературой.

Список литературы

1.Андреев В.В. Уразаков К.Р. «Справочник по добыче нефти и газа»-1998г

2. Основы нефтегазового дела: Учебник. Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов -М.: 2003.-307с.: ил.

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.

. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000.