- •Федеральное агентство по образованию
- •5.5. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •5.6. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •5.7. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения.
- •5.7.1. Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •5.7.2. Общая классификация индивидуальных
- •5.8. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •5.9. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •5.10. Расчет давления на приеме и глубины спуска скважинного штангового насоса
- •Тема 6. Оборудование скважин бесштанговыми насосами
- •6.1. Эксплуатация скважин установками
- •Электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •6.6.1. Принципиальная схема уэцн и её элементы
- •6.1.2. Характеристики погружных центробежных насосов
- •6.2. Основные требования к установкам. Основные типоразмеры
- •6.2.1. Конструкции ступеней насосов
- •6.3. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Условия эксплуатации
- •6.4. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •6.5. Особенности работы погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах
- •6.5.1. Определение создаваемого давления (напора)
- •6.5.2. Методика определения давления на приеме
- •7. Установки винтовых и дифрагменных насосов
- •7.1. Погружные винтовые насосы
- •7.1.1 Основные положения
- •7.1.2. Двухвинтовой погружной насос
- •7.2. Установки с диафрагменными насосами
- •7.3. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •7.3.1. Принцип действия винтовых насосов
- •7.3.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •7.3.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах
- •7.4. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •7.5. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •7.5.1. Состав установки и её особенности
- •7.5.2. Классификация вшну
- •7.5.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •8. Установки гидроприводных скважинных насосов
- •8.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •8.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •8.2. Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •8.2.1. Определение расхода рабочей жидкости
- •8.2.2. Определение силового давления
- •8.2.3. Определение мощности и коэффициента
- •8.3. Скважинные струйные насосные установки
- •8.3.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •8.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •8.4.2. Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •8.5. Вибрационные насосные установки
- •9. Классификация оборудования для подземного ремонта скважин. Лебедки, подъемники и агрегаты для подземного ремонта и освоения скважин.
- •9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •Разновидности текущего ремонта скважин
- •9.1.1. Ремонт скважин
- •9.1.2. Основные положения
- •9.1.3. Виды ремонтов
- •9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент
- •Глава 10 оборудование для сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин
- •10.1. Общая схема системы сбора продукции скважин
- •7.2. Система сбора и подготовки газа и конденсата
- •7.3. Оборудование для замера дебита скважин
Условия эксплуатации
Водородный показатель |
6,0-8,5 рН |
Концентрация твердых частиц в пластовой жидкости |
0,5г/л |
Микротвердость частиц |
не более 7 баллов по шкале Мооса |
Максимальное содержание свободного газа |
не более 55 % на входе в диспергатор по объему |
Допустимый темп набора кривизны ствола скважины |
не более 2° на 10 м |
Максимальное допустимое содержание свободного газа на входе в диспергатор при максимальной подаче — 55 % по объему. При прохождении потока газожидкостной смеси через Диспергатор повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, благодаря чему улучшается работа центробежного насоса:
уменьшается его вибрация и пульсация потока в насосно-компрессорных трубах, обеспечивается работа с заданным КПД. За насосом в насосно-компрессорной трубе из перекачиваемой жидкости выделяется свободный газ, который, расширяясь, совершает дополнительную работу по подъему жидкости из скважины. В целом, применение диспергатора способствует улучшению условий работы насоса, повышению стабильности его характеристик и увеличению экономичности всей установки погружного центробежного насоса.
В месте подвески насоса в сборе с диспергатором, протектором, электродвигателем и компенсатором кривизна ствола скважины не более 3' на 10 м и угол отклонения скважины от вертикали не более 40 °.
Кроме указанных выше, ОАО «Борец» выпускает модули га-зосепараторы-диспергаторы МНГДБ5, предназначенные для снижения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразования в однородную газожидкостную смесь перед подачей в насос. Газосепаратор-диспергатор МНГДБ5 устанавливается на входе насоса вместо входного модуля. Максимальное допустимое содержание свободного газа на входе в газосепаратор-диспергатор при максимальной подаче — 68 % по объему.
Газосепаратор-диспергатор разделяет пластовую жидкость на две фазы: жидкостную и газовую. Газ удаляется в затрубье, а пластовая жидкость преобразуется в однородную газожидкостную смесь и подается на вход насоса.
6.4. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин-1. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400—3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6 %.
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м. Электродвигатель (рис. 6.17) состоит из статора 1, ротора 3, головки 5, основания 10 и узла токоввода 9. Статор 1 представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.
Внутри статора размещается ротор 3, представляющий собой набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с медными кольцами.
В головке электродвигателя размещен узел упорного подшипника 6, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора. В нижней части электродвигателя расположено основание 10, в котором размещен фильтр 11 для очистки масла. Секционные двигатели (рис. 6.18, 6.19) состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.