Основные узлы установки уэцн

Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,3, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 4, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.

Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель , с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса.. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.

В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103 , 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм.

Установки имеют следующие исполнения:

• обычное;

• коррозионно- стойкое;

• износостойкое;

• термостойкое.

Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в

том числе и наклонных, со следующими характеристиками:

• максимальное содержание попутной воды – 99%;

• максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м³;

• максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;

• максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;

• максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;

• максимальная температура – 90 ^оС;

ЭЦН – это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно- стойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов.

Насос состоит из одной или нескольких секций ( до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м.

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, к которой крепятся НКТ.

3) 4) 3.5.4.63. На каждом паропроводе при входе в аппарат должны быть установлены обратный клапан и отключающее устройство, рассчитанные на рабочее давление в аппарате. . представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат. В состав УКПГ входят:

блок предварительной очистки (сепарации);

Обеспечивает отделегие от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.

технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;

дожимные компрессорные станции;

Обеспечивает рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения

Билет 37

1 Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

2

Для эксплуатации глубоких скважин с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют бесштанговые погружные насосные установки.

К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:

а)электровинтовые;

б)гидропоршневые - 1%;

в)диафрагменные - 1 - 2 %;

г)электроцентробежные.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Преимущества:

Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками.

Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.

Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин.

Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.

Недостатки:

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации.

На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

3

Назначение НПС

магистральный нефтепровод станция

Для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Состав НПС

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: приём и учёт нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный трубопровод; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств. На ГНПС может производиться подкачка нефти из других источников поступления, например, из других нефтепроводов или попутных нефтепромыслов.

На промежуточных нефтеперекачивающих станциях происходит повышение напора транспортируемой нефти с целью обеспечения её дальнейшей перекачки. При работе ПНПС “из насоса в насос” (т.е режиме, при котором конец предыдущего участка нефтепровода подключен непосредственно к линии всасывания насосов следующей НПС) промежуточные НПС не имеют резервуарных парков; в других случаях, когда перекачка ведется через резервуары или с подключенными резервуарами такие парки на ПНПС имеются. На ПНПС устанавливаются также системы сглаживания волн давления и защиты от гидравлических ударов.

4

При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

Для предотвращения гидратообразования и ликвидации гидратных пробок предусмотрена централизованная система подачи метанола.

На пульте УВК в операторной предусмотрена сигнализация при снижении давления метанола на ПРМ ниже допустимого. В скважины на период освоения метанол вводится из расчета 1,5 кг на 1000 м3 газа в первое время работы, а в дальнейшем расход метанола определяется в зависимости от термодинамических условий в системе сбора в соответствии с расчетными нормами ингибирования.