- •Содержание
- •Введение
- •Геологическая часть
- •Технологическая часть
- •Мухановское поднятие Пласт дi
- •Пласт дii
- •Пласт дiii
- •Пласт дiii/
- •Пласт дiv
- •Пласт дк
- •Анализ работы фонда
- •Техническая часть
- •1. Двигатель; 2. Модульный насос; 3. Кабельная линия; 4. Обратный спускной клапаны; 5. Крепежный пояс; 6. Трансформаторная подстанция.
- •4.3.1. Высокий газовый фактор и предотвращение влияния газа.
- •4.3.2. Отложения аспо. Методы, применяемые для борьбы с аспо.
- •4.3.3. Солеотложения. Методы для борьбы с солеотложениями.
- •4.3.4. Влияние механических примесей. Предотвращение попадания механических примесей в скважину и оборудование.
- •Охрана труда
- •Воздействие на атмосферный воздух
- •Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу
- •Воздействие на водные объекты
- •Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта
- •Технологии воздействия на пласт
- •Графическая часть
- •Приложение
1. Двигатель; 2. Модульный насос; 3. Кабельная линия; 4. Обратный спускной клапаны; 5. Крепежный пояс; 6. Трансформаторная подстанция.
Рис.3.1.2 Модуль-головка:
1. корпус;
2. ребро;
3. кольцо.
Рис.3.1.4 Входной модуль насоса:
1. основание;
2. вал;
3. втулка подшипника;
4. сетка;
5. защитная втулка;
6. шлицевая муфта;
7. рабочее колесо;
8. корпус;
9. нижний подшипник;
1. головка;
2. вал;
3. опора;
4. верхний подшипник;
5. кольцо;
Рис 4.5
Электродвигатель серии пэду:
l. соединительная муфта;
крышка;
3. головка;
4. пята;
5. подпятник;
6. крышка кабельного ввода;
7. пробка;
8. колодка кабельного ввода;
9. ротор;
10. статор;
11. фильтр;
12. основание;
13. нижняя крышка.
Рис 4.7 Протектор типов П92:
1. верхняя крышка;
2. верхняя головка;
3. вал;
4. корпус;
5. верхняя опора;
6. торцовое уплотнение;
7. ниппель; 8. корпус;
9. нижняя опора;
10.пята; 11.подпятник;
12.нижняя головка;
13.нижняя крышка
Рис 4.8 Протектор типов П92Д и П114,П114Д:
1. верхняя крышка;
2. верхняя головка;
3. вал;
4. корпус;
5. диафрагма;
6. верхняя опора;
7. торцовое уплотнение;
8. ниппель;
9. нижняя опора;
10. пята;
11. подпятник;
12. нижняя головка.
Рис. 4.6
Электродвигатель серии ПЭД модернизации Л:
1. шлицевая муфта;
2. упорный подшипник;
головка;
обратный клапан;
колодка кабельного ввода;
вал;
7. статор;
8. подшипник;
9. ротор;
10. фильтр;
11. основание.
Рис 4.10 Компенсатор к гидрозашите 1Г51м:
1. верхняя крышка; 2. верхняя головка;
3. верхний ниппель с радиальным подшипником; 4. торцовое уплотнение.
Рис 4.9 Протектор к гидрозашите 1Г51м:
1. каркас; 2. пробка; 3. корпус;
4. диафрагма;
5. упорный подшипник
6. нижний ниппель с радиальным подшипником;
7. диафрагма;
8. корпус;
9. вал;
10. обратный клапан;
11. нижнего ловка с радиальным подшипником;
12. нижняя крышка.
Круглый кабель: 1. жила; 2. изоляция; 3. оболочка; 4. подушка; 5. броня.
Плоский кабель: 1-жила; 2-изоляция; 3-оболочка; 4-полушка; 5-броня. Рис 4.11
|
Рис 4.12 Газосепаратор: 1. головка; 2. переходник; 3. сепаратор; 4. корпус; 5. вал; 6. решётка; 7. направляющий аппарат; 8. рабочее колесо; 9. шнек; 10. подшипник; 11. основание.
|
Подбор УЭЦК к скважине №
Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
К основным осложнениям в работе скважинного оборудования относятся:
Высокий газовый фактор
Отложения АСПО
Отложение неорганических солей
Вынос механических примесей
4.3.1. Высокий газовый фактор и предотвращение влияния газа.
Погружные центробежные насосы для добычи нефти ЭЦН откачивают из скважин вместе с нефтью пластовую воду и газ. Известно, что эффективность центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси (ГЖС) резко снижается по сравнению с работой на однородной среде, а при определенных условиях происходит срыв подачи жидкости.
Количество газа выделяющегося из жидкости в процессе ее продвижения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной среды.
Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости при условии, что объемная доля его в газожидкостной смеси (ГЖС) превышает некоторую величину, значительно сказывается на характеристике центробежного насоса.
Исследования влияния газа на работу центробежных насосов были начаты в двадцатых годах нашего века, когда было показано, что попадание воздуха во всасывающую линию насосной установки сопровождается изменением напора, подачи, мощности и к.п.д. насоса. При большом количестве свободного газа происходит срыв подачи, в то время как при малых газосодержаниях насос, несмотря на снижение подачи и развиваемого давления, работает достаточно устойчиво.
Для борьбы с вредным влиянием газа на работу УЭЦН могут быть рекомендованы следующие методы:
Уменьшение количества свободного газа на приеме насоса путем большего заглубления его под динамический уровень скважины. Создание на приеме насоса оптимального давления
Применение на входном участке насоса газосепаратора, позволяющего большую часть свободного газа отделять и направлять в затрубное пространство.
Использование предвключенного устройства - диспергатора, предназначенного для диспергации ГЖС и доведения ее до устойчивого агрегатного состояния.
Использование конического насоса, т.е. насоса, состоящего из пакетов ступеней различных типов.
Принудительный сброс газа из затрубного пространства.