Бесштанговые скважинные насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. Область применения УЭЦН. Комплект поставки установки

93. Бесштанговые скважинные насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. Область применения УЭЦН. Комплект поставки установки В УШСН наиболее ответственное и слабое звено-колонна насосных штанг - проводник энергии от привода, расположенного на поверхности. В связи с этим разработаны насосные установки с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных, винтовых и диафрагменных электронасосов. Электроэнергия в этом случае подается по кабелю, закрепленному на НКТ. Имеются глубинные насосы, например, гидропоршневые, струйные, которые используют энергию потока рабочей жидкости, подготовленной на поверхности и подаваемой в скважину по трубопроводу (НКТ). Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м3/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более. Установки погружных центробежных 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. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр 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. Условное обозначение установок: УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100. Где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача м\сут, 1200, 1100 – напор, м.в.ст. Принцип действия УЭЦН В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование. В подземное оборудование входят: - сборка электроцентробежного агрегата; - колонна насосных труб и кабель. Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора. ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр – сетку. Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого. Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД. 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. (перечертить(распечатать и вклеить в тетрадь) рис.1 https://cyberpedia.su/6x8195.html 94. Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК, назначение и исполнения установок. Применимость УЭЦН по перекачиваемым средам, шифры установок, схемы оборудования УЭЦН, технические характеристики. Установка состоит из насосного агрегата, электродвигателя, гидрозащиты и кабельной линии. К назем­ному оборудованию относится комплектная подстанция, трансформатор и станция управления. ПРИМЕР: УЭЦНМК5А-250-1400 Буквы и цифры в обозначении установки означают: У – установка (если перед буквой имеется цифра, то она означает порядковый номер модификации установки); Э – привод от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н-насос; М – модульный; К – коррозионностойкого исполнения; 5 – группа установок для скважин с внутренним диаметром экспл.колонны не менее 121,7 мм; 5А – группа установок для скважин с внутренним диаметром экспл.колонны не менее 130 мм; Цифры после тире – номинальная подача в м3/сутки; Далее после тире – напор установки в метрах. Условия работы УЭЦН следующие: - максимальная кинематическая вязкость откачиваемой однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм2/с. - водородный показатель попутной воды (рН) 6,0 - 8,5. - максимальная массовая концентрация твёрдых частиц (мех.примеси) не более 100 мг/л (0,01%) . - микротвёрдость частиц не более 5 баллов по Моосу. - максимальное содержание свободного газа (по объёму) на приёме насоса не более 25 %, - для установок с модуль­ными насосными газосепараторами - до 55 %. - максимальное содержание воды -100 %. - максимальная концентрация сероводорода: - для установок обычного исполнения - 10 мг/л, для установок коррозионностойкого исполнения - 1250 мг/л. Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата должна быть не более 90*С. ЭЦН для нефтяных скважин включает: - центробежный насос с 50-600 ступенями; - асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; - протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; - кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Центробежные электронасосы –это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Насос состоит из: - входной модуль; - модуль-секция (их может быть несколько в зависимости от напора); - модуль-головка (служит для соединения насоса с лифтом); - обратный и сбивной (спускной) клапан); - модуль-газосепаратор. Длина ЭЦН 25-30м. При длине центробежного насоса и электродвигателя св. 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отд. секций для удобства транспортировки и монтажа, ЭЦН монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы - шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют ЭЦН без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность ЭЦН для нефтяных скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сут, напор до 2500-3000м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000В, температура откачиваемой среды 1800 С, давление до 25 МПа. ЭЦН для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/ сут, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000В, температура воды до 400 С. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический кор­пус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5.5 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу рабочие колёса и направляющие аппараты. Рабочие ко­лёса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в осе­вом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой - ниппеле, рас­положенным в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приёмными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жид­кость из скважины поступает в насос. Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспри­нимающей нагрузку на вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольже­ния, устанавливаемыми в основании, ниппеле, и на валу насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ. Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках скважины и облегчения повторного пуска установки. Другими словами при остановке начинается слив жидкости из НКТ и раскручивает насос в обрат­ную сторону. Детали отливаются из спец. чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный, гидроциклонный или центробежный (центрифуга) газосепаратор. В качестве привода насоса используется погружной, 3-х фазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. ПЭД состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы обмотки соединены в звезду. К концам об­мотки статора припаивают специальные выводные концы, изготовленные из многожильного медного провода с изоляцией, имеющего высокую электрическую и техническую прочность. Электродвигатель заполняется специальными, маловязкими, высокой диэлектрической прочности маслами, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка. Фильтр очищает масло. В головке двигателя расположена пята и подпятник. Гидрозащита предназначена для защиты двигателя от проникновения в его полости пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора. Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделённые эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от ва­ла ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание дав­ления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана выворачивается перед спуском погружного агрегата в скважи­ну. Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, об­разуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищённой от повреждений стальным корпусом. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый, бронированный круглый кабель, а в пределах погружного агрегата плоский кабель. Он имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрическую защиту ЭЦН от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения ЭЦН и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле. 95. Насос (ЭЦНМ), конструкция модуль-секций насоса, соединение валов модулей-секций между собой. Принцип работы насоса. Модуль насосный — газосепаратор. Двигатель погружного насосного агрегата, назначение и состав. Электродвигатель и гидрозащита, назначение и состав. Газовый фактор- количество выделившегося газа из 1м или 1т нефти. Давление насыщения- то давление, при котором начинают появляться первые пузырьки газа, Наличие серы, сероводорода которые предают газу токсичность. Давление в пласте возникает в результате действия на жидкость и газ, заключённых в нём целого ряда сил, основной из которых во многих случаях является напор воды, поступающий в пласт из каких либо источником. Повышение или понижение пластового давления может быть обусловлено целым рядом других причин: 1) силой тяжести выше лежащих горизонтов (горное давление). 2) тектоническими силами. 3) температурное изменение («t» приводит к изменению объёма). 4) химические процессы, т.е. может происходить цементация пласта и снижение пористости. Физические свойства газа. Газ является смесью состоящей из углеводородов - метана (до 95%), этана, пропана, бутана и т д. Часто нефтяной газ содержит двуокись углерода (СО2) и сероводорода H2S , что придаёт токсические свойства данному газу. Газовый сепаратор предназначен для сепарации свободного газа на приёме насоса. Погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа на приёме насоса: до 25% без газосепаратора, 25-55% с газосепаратором. 2.4. ГАЗОСЕПАРАТОРЫи ДИСПЕРГАТОРЫ. Большое количество свободного газа, попадающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти, затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. При попадании газа в центробежный насос, в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», заполненные газожидкостной смесью -пониженной плотности. С одной стороны, скопление газа стесняет проходное сечение канала, уменьшая подачу, а с другой стороны, препятствует нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса. Вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка ипроисходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»). допустимая величина газосодержания на входе в насос колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции. Для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости применяются газосепараторы или диспергаторы, которые устанавливаются в ЭЦН вместо входного модуля. ГАЗОСЕПАРАТОР предназначен для уменьшения количества свободного газа в пластовой жидкости, откачиваемой погружными электроцентробежными насосами. Газосепаратор состоит из корпуса в виде трубы, головки, основания и вала, с расположенными на нем деталями. В головке размещены две группы перекрестных каналов для газа и жидкости. В основании находится полость с каналами для приема газожидкостной смеси, закрытая приемной сеткой, а также осевая опора вала. Некоторые газосепараторы выпускают без осевой опоры вала. В этом случае вал газосепаратора опирается на вал гидрозащиты. На валу, который вращается в подшипниках, размещены: шнек, выпрямитель потока и сепараторы. Принцип работы газосепаратора. При работе газосепаратора поступающая через приемную сетку газожидкостная смесь подается шнеком в сепарационную камеру, где под действием центробежных сил происходит разделение жидкости и газа: более тяжелая жидкость отбрасывается к стенке, а более легкий газ отжимается к центру и располагается вокруг вала. Дегазированная жидкость по каналам головки направляется в насос, а отделившийся газ - в затрубное пространство скважины. ДИСПЕРГАТОР предназначен для измельчения пузырьков свободного газа в пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подачи ее на вход погружного центробежного насоса. Диспергаторы применяются в скважинах с повышенной обводненностью, для использования полезной работы газа в НКТ. Диспергатор состоит из трубного корпуса, головки, основания с приемной сеткой, аппаратов-рассекателей и вала с расположенными на нем деталями. В головке размещаются лопаточный рассекатель и разделитель, имеющий четыре канала. В основании находится полость с каналами для приёма газожидкостной смеси, которая закрытая приемной сеткой. На валу размещены шнек и колеса. Диспергаторы выпускаются с осевой опорой вала и без осевой опоры вала, с передачей осевых усилий на пяту протектора гидрозащиты. При работе диспергатора поступающая через приёмную сетку газожидкостная смесь подаётся шнеком в диспергирующее устройство (несколько колес, вращающихся внутри аппаратов-рассекателей), в котором повышается степень однородности и измельченности газовых включений и осуществляется превращение её в однородную суспензию, которая с помощью лопаточного рассекателя по каналам разделителя направляется в нижнюю секцию насоса В скважинах с особо-высоким газовым фактором, где применение ни газосепаратора, ни диспергатора не обеспечивает стабильной работы ЭЦН, применяется газосепаратор-дйспергатор. Газосепаратор-диспергатор одновременно работает как газосепаратор, разделяя газожидкостную смесь на две фазы: газовую и жидкостную, и удаляя часть газа в затрубье, а с оставшейся газожидкостной смесью как диспергатор, перерабатывая ее в однородную суспензию и подавая на вход насоса. 96. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ В системе нефтедобычи при механизированной эксплуатации скважин наряду с насосной штанговой и газлифтной эксплуата­цией широкое применение находят погружные бесштанговые насосы. К. их числу относят погружные центробежные и винто­вые электронасосы, электродиафрагменные и гидропоршневые насосы. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦНМ широко применяют для эксплуатации нефтяных скважин, осо­бенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных. Добывные возможности этих установок значительно выше, чем штанговых, так как отсутствует длинная колонна штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать погруж­ному насосу значительно большие мощности. В зависимости от поперечного размера погружного электро­насосного агрегата установки подразделяют на группы 5, 5А и 6. Группа установок ..................................... 5 5А 6 Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм ............................................. 121,7 130 144,3—148,3 Поперечный размер установки, мм . . 112 124 137—140,5 Установки имеют два исполнения — обычное и коррозионно-стойкое. Пример условного обозначения — УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486—87, где У — установка; Э — привод от погруж­ного двигателя; Ц — центробежный; Н — насос; М — модуль­ный; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1200 — напор, м. Для установок коррозионностойкого исполнения перед обо­значением группы насосов добавляют букву К. Максимальная концентрация сероводорода составляет: для установок обычного исполнения — 0,001 % (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения — 0,125% (1,25 г/л). Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы по­гружного агрегата не более 90 °С. В установку УЭЦНМ (рис. 3.1) входит погружной электро­насосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гид- розащитон 1 и насос 2, кабельная линия 3, спускаемая в сква­жину на подъемных насосно-компрессорных трубах 7, оборудо­вание устья 8 типа АУЭ или крановая фонтанная арматура АФК1Э-65Х14, наземное электрооборудование —трансформа­торная комплектная подстанция 10 (индивидуальная — КТППН, кустовая —КТППНКС). Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из сква­жины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрес­сорных труб. Кабель в сборе, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 6, входящими в состав насоса. Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы на­соса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соеди­няются шлицевыми муфтами. Кабель в сборе с двигателем со­единяются при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску ко­лонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкид­ной трубопровод. Комплектная трансформаторная подстанция (трансформа­тор и комплектное устройство) преобразует напряжение про­мысловой сети до значения оптимального напряжения на зажи­мах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Подключательный вы­носной пункт 9 предназначен для предупреждения прохожде­ния газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство. Обратный клапан 4 служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб при остановках и облегчения повторного запуска насосного агре­гата. Спускной клапан 5 предназначен для слива жидкости из ко­лонны насосно-компрессорных труб при подъеме насосного аг­регата из скважины. Обратный клапан ввинчен в модуль — головку насоса, а спускной — в корпус обратного клапана. Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависи­мости от значения .газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать до­пустимый. Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А рассчитаны на лю­бую подачу, группы 6 — на подачу до 800 м3/сут включительно. Конструктивно они одинаковы и имеют резьбы муфты и насос-но-компрессорной гладкой трубы диаметром 73 мм. Обратный клапан для насосов группы 6, рассчитанный на подачу свыше 800 м3/сут, имеет резьбы муфты и насосно-компрессорной глад­кой трубы диаметром 89 мм. Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как и обратные. Двигатель •—асинхронный погружной трехфазный коротко-замкнутый двухполюсный маслонаполненный. Установки можно комплектовать двигателями типа ШЭД, оснащенными системой контроля температуры и давления пла­стовой жидкости. При этом установки должны иметь комплектное устройство ШГС5805—49ТЗУ1. Для установок, укомплектованных кабельными линиями, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, тем­пература должна быть не более: для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт —70 °С; для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощно­стью 45—125 кВт —75 °С; для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90— 250 кВт —80 °С. Максимальнее содержание попутной поды 99%. Макси­мальное объемное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с модулями насосными-газосе-параторами 55 %. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % по объему свободного газа, к насосу подключают модуль насосный-газосепаратор. Газосе­паратор устанавливают между входным модулем и модулем-секцией. Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем «насос») — многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют двух исполнений: обычное ЭЦНМ. и кор-розионностойкое ЭЦНМК. Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного "клапанов (рис. 3.2). Допускается уменьшить число модулей-секций в насосе, со­ответственно укомплектовав погружной агрегат двигателем не­обходимой мощности. 2* 35 Таблица 3.1. Основные параметры центробежных установок Продолжение табл. 3.1 Установка Пода­ча, м'/сут Напор, м Мощ­ность, кВт К.п.д., % Длина, мм Масса, кг насос­ного агрегата насоса насос­ного агре­гата насоса УЭЦНМ5-50-1300 23,5 УЭЦНМК5-50-1300   33,5 УЭЦНМ5-50-1700   28,8 УЭЦНМК5-50-1700   28,8 УЭЦНМ5-80-1200 26,7 УЭЦНМК5-80-1200   26,7 УЭЦНМ5-80-1400   30,4 42,5 УЭЦНМК5-80-1400   30,4 42,5 УЭЦНМ5-80-1550   33,1 42,5 УЭЦНМК5-80-1550   33,1 42,5 УЭЦНМ5-80-1800   38,4 42,5 11 252 УЭЦНМК5-80-1800   38,4 42,5 11 252 УЭЦНМ5- 125- 1000 29,1 УЭЦНМК5- 125- 1000   29,1 УЭЦНМ5- 125- 1200 34,7 УЭЦНМК5-125-1200   34,7 УЭЦНМ5-125-1300   38,1 УЭЦНМК5- 125- 1300   38,1 УЭЦНМ5- 125- 1800   51,7 48,5 УЭЦНМК5- 125- 1800   51,7 48,5 УЭЦНМ5-200-800 УЭЦНМК5-200-950   50,8 24 887 УЭЦНМ5-200-1000   54,5 30 277 УЭЦНМК5-200-1400   76,2 УЭЦНМ5А- 160- 1450 51,3 УЭЦНМК5А- 160- 1450   51,3 20 117 11 252 УЭЦНМ5А- 160- 1550   56,2 20 117 11 252 УЭЦНМК5А- 160- 1550   56,2 УЭЦНМ5А- 160- 1750   62,3 УЭЦНМ5А-250-1000 55,1 51,5 20 117 11 252 УЭЦНМК5А-250-1000   55,1 51,5 20 117 11 252 УЭЦНМ5А-250-1100   60,1 51,5 21 482 УЭЦНМК5А-250-1100   60,1 51,5 21 482 УЭЦНМ5А-250-1400   76,3 51,5 15 982 УЭЦНМК5А-250-1400   76,3 51,5 УЭЦНМ5А-250-1700   92,8 51,5 УЭЦНМК5А-250-1700   92,8 51,5 УЭЦНМ5А-400-950 84,2 УЭЦНМК5А-400-950 "   84,2 УЭЦНМ5А-400-1250   113,9 УЭЦНМК5А-400-1250   113,9 УЭЦНМ5А-500-800 100,5 УЭЦНМ5А-500-800   100,5 УЭЦНМ5А-БОО-1000   123,3 Установка Пода­ча, м3/сут Напор и Мощ­ность, кВт К.п.д., % Длина, мм Масса, кг насос­ного агрегата насоса насос­ного агре­гата насоса УЭЦНМК5А-500-1000 123,3 УЭЦНМ6-250-1400 УЭИНМК6-250-1400 УЭЦНМ6-250-1600 УЭЦНМК6-250-1600 1470 1470 1635 1635 78,7 78,7 87,5 87,5 53 53 53 53 18 747 18747 20 112 20 112 9252 9252 10617 10617 1157 1209 1225 446 460 512 УЭЦНМ6-500-1150 УЭЦНМК6-500-1150 1150 1150 127,9 127,9 51 51 28 182 28 182 14617 14 617 1894 1910 764 783 УЭЦНМ6-800-1000 УЭЦНМК6-800-1000 970 970 172,7 172,7 51 51 31 547 31 547 17982 17982 2015 2049 888 922 УЭЦНМ6- 1000-900 УЭЦНМК6- 1000-900 900 900 202,2 202,2 50,5 50,5 39227 39227 21 982 21 982 2541 2573 1074 1106 Соединение модулей между собой и входного модуля с дви­гателем фланцевое. Соединения (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняют резиновыми кольцами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-сек­ции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляют при помощи шлицевых муфт. Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одина­ковые длины корпусов 2, 3 и 5 м, унифицированы по длине. Рабочие колеса и направляющие аппараты, число которых в насосном агрегате достигает от 220 до 400 ступеней, обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, коррозионностойкого исполнения — из модифицированного чу­гуна типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного испол­нения можно изготовить из радиационно-модифицированного полиамида. В табл. 3.1 приведены основные параметры установок, к. п. д. насосного агрегата, соответствующее работе на воде плотно­стью 1000 кг/м3. Термоманометрическая система типа ТМС-3 предназначена для контроля ряда технологических параметров скважин, оборудо­ванных установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных ре­жимов работы — при перегреве электродвигателя или снижении давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого. Система типа ТМС-3 состоит из скважинного преобразова­теля, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, выполняющего функции блока питания, усилителя — формиро­вателя сигналов и устройства управления режимом работы по­гружным электронасосом по давлению и температуре. Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контей­нера, размещаемого в нижней части электродвигателя и под­ключенного к нулевой точке статорной обмотки. Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устрой­ство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отклю­чение и запуск по давлению и температуре. В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используют силовую сеть питания погружного электродвигателя. 97. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОР УЗЛОВ УСТАНОВКИ ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт – скважина – насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат – минимизацию себестоимости единицы продукции – тонны нефти. Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта [2, 12], движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь – скважинных центробежных насосов, на реальный пластовой жидкости. В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам. Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН. К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС» и работу, выполненную В.С.Линевым. В 70-х годах опубликованы методики фирмы TRW Reda [11], расчеты по которому проводились на ЭВМ «ЮНИВАК 1108» и методики, разработанные в ОКБ БН [11]. Расчет по методике [11] проводился на ЭВМ «Наири», а для более поздних методик были созданы программы расчетов на ЭВМ серии ЕС. Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине Как уже указывалось ранее, методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центрабежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий. Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт – скважина – насосная установка». В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения: 1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями продуктивности и т.д. 2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром. Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом: 1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины – давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида. 2. По законам резгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины – прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое – давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения шлубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (например – глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных – например – при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключительных устройств (газосепараторов, диспергаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески. 3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насоснокомпрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса. 4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости – вязкость, плотность, газосодержание. 5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выдирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам – подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления). 6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки – обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других установок (с изменением характеристиками насоса и двигателя, например с более высоким КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.). 7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя. 8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионноактивные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионностойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов. Алгоритм «ручного» подбора УЭЦН к скважине При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [12]. Основными среди этих допущений являются: 1. Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения. 2. Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины – прием насоса» при любых величинах дебитов скважины. 3. Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ. 4. Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах. 5. Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим. 6. Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН. 7. Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса. Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные: 1. Плотности, кг/куб.м:  Воды;  Сепарированной нефти;  Газа в нормальных условиях. 2. Вязкости, м2 /с (или Па∙ с):  Воды;  Нефти. 3. Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки. 4. Обводненность продукции пласта, доли единицы. 5. Газовый фактор, куб.м/куб.м. 6. Объемный коэффициент нефти, ед. 7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м. 8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа. 9. Пластовая температура и температурный градиент, оС, оС/м. 10.Коэффициент продуктивности, куб.м/МПа∙сутки. 11.Буферное давление, МПа. 12.Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм. Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности: 1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины – примем насоса» с учетом упрощений: 𝜌см = [𝜌В𝑏 + 𝜌𝐻(1 − 𝑏)](1 − Г) + 𝜌ГГ, (1.1) где 𝜌𝐻 - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м; 𝜌В - плотность пластовой воды; 𝜌Г – плотность газа в стандартных условиях; Г - текущее объемное газосодержание; 𝑏 - обводненность пластовой жидкости. 2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины: Рзаб = Рпл − 𝑄/𝐾прод, (1.2) где Рпл - пластовое давление; 𝑄 - заданный дебит скважины; 𝐾прод – коэффициент продуктивности скважины. 3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости: Ндин = 𝐿скв − Рзаб/𝜌см𝑔. (1.3) 4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например – Г=0,15): Рпр = (1 − Г)Рнас, (1.4) (при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m=1,0). где: Рнас – давление насыщения. 5. Определяется глубина подвески насоса: 𝐿 = Ндин + Рпр/𝜌см𝑔. (1.5) 6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса: Т = Тпл − (𝐿скв − 𝐿) ∙ 𝐺т , (1.6) где Тпл - пластовая температура; 𝐺т - температурный градиент. 7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на выходе в насос: 𝐵 ∗ = 𝑏 + (1 − 𝑏)[1 + (𝐵 − 1)√𝑃пр/𝑃нас], (1.7) где 𝐵 - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; 𝑏 – объемная обводненность продукции; 𝑃пр - давление на входе в насос; 𝑃нас - давление насыщения. 8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос: 𝑄пр = 𝑄 ∙ 𝐵 ∗ . (1.8) 9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос: 𝐺пр = 𝐺[1 − (𝑃пр/𝑃нас)], (1.9) где 𝐺 - газовый фактор. 10.Определяется газосодержание на входе в насос: 𝑏𝐵𝑋 = 1/ [((1 + 𝑃пр)𝐵 ∗ ) /𝐺пр] + 1. (1.10) 11.Вычисляется расход газа на входе в насос: 𝑄г.пр.с = 𝑄пр𝛽𝐵𝑋/(1 − 𝛽𝐵𝑋). (1.11) 12.Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос: 𝐶 = 𝑄г.пр.с/𝑓скв, (1.12) где 𝑓скв - площадь сечения скважины на приеме насоса. 13.Определяется истинное газосодержание на входе в насос: 𝜑 = 𝛽𝐵𝑋/[1 + (𝐶п/𝐶)𝛽пр], (1.13) где 𝐶п - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (𝐶п = 0,02 см/с при b0,5). 14.Определяется работа газа на участке «забой – прием насоса»: 𝑃г1 = 𝑃нас{[1/(1 − 0,4𝜑)] − 1}. (1.14) 15.Определяется работа газа на участке «нагнетение насоса – устье скважины»: 𝑃г2 = 𝑃нас{[1/(1 − 0,4𝜑)] − 1}, (1.15) где 𝛽буф = 1/ [((1 + 𝑃буф)𝐵буф ∗ ) /𝐺буф] + 1; 𝜑буф = 𝛽буф/[1 + (𝐶п/𝐶)𝛽буф]. Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д. 16.Определяется потребное давление насоса: 𝑃 = 𝜌𝑔𝐿дин + 𝑃буф − 𝑃г1 − 𝑃г2, (1.16) где 𝐿дин - глубина расположения динамического уровня; 𝑃буф - буферное давление; 𝑃г1 - давление работы газа на участке «забой – прием насоса»; 𝑃г2 - давление работы газа на участке «нагнетение насоса – устье скважины». 17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «0» (напор, мощность). 18.Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики: 𝐾𝑄𝑣 = 1 − 4,95 𝑣 0,85 ∙ 𝑄𝑜𝐵 −0,57 , (1.17) где 𝑣 - эффективная вязкость смеси; QoB - оптимальная подача насоса на воде. 19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости: 𝐾𝜂𝑣 = 1 − 1,95 𝑣 0,4 /𝑄𝑜𝐵 0,27 . (1.18) 20.Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос: 𝐾𝑐 = 1/[1 + (6,02 𝑄пр/𝑓скв)], (1.19) где 𝑓скв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса. 21.Определяется относительная подача жидкости на входе в насос: 𝑔 = 𝑄ж.пр/𝑄𝑜𝐵, (1.20) где 𝑄𝑜𝐵 - подача в оптимальном режиме на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса. 22.Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса: 𝑞пр = 𝑄ж.пр/𝑄𝑜𝐵𝐾𝑄𝑛. (1.21) 23.Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации: 𝛽пр = 𝛽𝐵𝑋(1 − 𝐾𝑐 ). (1.22) 24.Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости: 𝐾𝐻𝑣 = 1 − (1,07𝑣 0,6𝑞пр/𝑄𝑜𝐵 0,57). (1.23) Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д.Ляпкова (рис.1.159) [15]. Номограмма построена для пересчета характеристики насоса, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пунктиром указаны кривые для пересчета характеристики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кривые получены В.П.Максимовым. Ограничение применения номограммы по содержанию в жидкости газа для различных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при газосодержании 5-7% и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу насоса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой. 25.Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа: 𝐾 = [(1 − 𝛽)/(0,85 − 0,31𝑞пр) А ], (1.24) где 𝐴 = 1/ [15,4 − 19,2 𝑞пр + (6,8 𝑞пр) 2 ]. 26.Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме: 𝐻 = 𝑃/𝜌𝑔𝐾𝐾𝐻𝑣. (1.25) 27.Вычисляется необходимое число ступеней насоса: 𝑍 = 𝐻/ℎст, (1.26) где ℎст - напор одной ступени выбранного насоса. Число 𝑍 округляется до большого целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17. Если расчетное число ступеней меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики. 28.Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы: 𝜂 = 𝐾𝜂𝑣𝐾𝜂𝑞𝜂𝑜𝐵, (1.27) где 𝜂𝑜𝐵 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики. 29.Определяется мощность насоса: 𝑁 = 𝑃𝑄/𝜂. (1.28) 30.Определяется мощность погружного двигателя: 𝑁ПЭД = 𝑁/𝜂ПЭД. (1.29) 31.Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости. В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При пуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость » из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора). При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплекции установки более мощным двигателем. По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В том случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде – столбом тяжелой жидкости. Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины. Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле: 𝑃гл = 𝜌гл𝑔𝐿 + 𝑃буф + 𝑃заб − 𝑃пл, (1.30) где 𝜌гл - плотность жидкости глушения. При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины: Нгл = Ргл/𝜌гл𝑔. (1.31) Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса. Определяется мощность насоса при освоении скважины: 𝑁гл = Ргл𝑄/𝜂. (1.32) Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины: 𝑁ПЭД.гл = 𝑁гл/𝜂ПЭД. (1.33) 32.Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса: 𝑇 > [𝑇], (1.34) где [𝑇] - максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса. 33.Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости: 𝑊 = 𝑄/𝐹, (1.35) где F=0,785(D2 -d 2 ) – площадь кольцевого сечения; D – внутренний диаметр обсадной колонны; D – внешний диаметр ПЭД. Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным. Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отбрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на ∆𝐿 = 10 − 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина ∆𝐿 зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика. После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС. Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе [3]. Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8-10оС выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130оС: ∑𝑁130 = 𝑁𝐻 ({1/ [𝑏2 − 𝑐2(𝑁𝐻/𝑁д.н. − 𝑑2) 2 𝜂д.н. ]} − 1), (1.36) где 𝑏2, 𝑐2 и 𝑑2 - расчетные коэффициенты (см.[15]); 𝑁𝐻 и 𝜂д.н. - номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле: 𝜏1 = 𝑏3∑𝑁130 − 𝑐3, (1.37) где 𝑏3 и 𝑐3 - конструктивные коэффициенты [15]. Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (tохл), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя: 𝑡охл = 𝑡пл − (1,6 ∙ 10−2 − 2,85 ∙ 10−5𝑄ж)(Нф − Нп), (1.38) 𝐾𝜏 = (2 − 𝐵)(1 − 0,75 𝛽𝐵𝑋). (1.39) В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt. 𝐾𝑡 = 1 − 𝑏5(1 − 0,0077 (𝜏1 ∙ 𝐾𝜏 + 𝑡охл)), (1.40) где 𝑏5 - коэффициент (см.прил. 3 [15]). Тогда потери энергии в двигателе (∑N) и его температура (tдв) будут равны: ∑N=∑ N130Kt (1.41) tдв=tохл+(b3 ∑ N-c3) Kτ (1.42) температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130оС. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины. При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90оС. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140оС, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить. 98. Доработка Пр.Работы. 99.доработка практ. Раб. 100. Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов, назначение и состав, модификации установок, технические характеристики. Погружные двигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51, назначение и состав. Привод винтовых насосов. Гидрозащиты ПЭД    Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа гидрозащиты погружных электродвигателей ПЭД, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла  через негерметичные элементы конструкции.  Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоляцию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя. Рассмотрим некоторые типы гидрозащит погружных электродвигателей их состав узлов и принцип действия.    В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г. Устройство гидрозащиты ПЭД типа Г    Устройство гидрозащиты ПЭД типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора и компенсатора. Протектор гидрозащиты типа Г состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и осно¬вания, последовательно соединенных между собой резьбой. На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. Осевые нагрузки через пяту воспринимаются верхним и нижним подпятниками. На обоих концах вала шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцовых уплотнения, зафиксированные пружин¬ными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диафрагмы — верхняя и нижняя, концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы сообщается при соединении протектора с двигателем с его внутренней полостью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью верхней диафрагмы, а полость верхней диа-фрагмы продольными каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор заполняют маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.  Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой. При работе электродвигателя в процессе его включений и выключений масло, его заполняющее, периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагмы компенсатора. В процессе работы происходит утечка масла через торцовые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора скла¬дывается, а диафрагмы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, тем самым выравнивая давления. Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Компенсатор гидрозащиты типа Г расположен в нижней части двигателя и предназначен для выравнивания давления в двигателе и пополнения его маслом. Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому крепится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затрубным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Пробка, расположенная на наружной поверхности компенсатора, предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутренне отверстие под заглушку - для выхода воздуха при заполнении его маслом, а также для сообщения полости двигателя и компенсатора. После заполнения маслом компенсатора заглушка должна быть закрыта, а после монтажа установки и спуска ее в скважину заглушка авто-матически открывается, при погружении компенсатора под уровень пластовой жидкости на 15 - 30 м. Устройство гидрозащиты ПЭД типа П    Кроме гидрозащиты типа Г на нефтяных промыслах России нашла широкое применение гидрозащита типа П состоящая только из одного протектора без компенсатора. Устройство гидрозащиты ПЭД типа П состоит: вал, торцовые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидравлически между собой последовательно с помощью отверстий, выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотнений. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом. Торцовые уплотнения с двумя диафрагмами, закрепленными на цилиндрах образуют верхнюю камеру над торцовым уплотнением, в районе верхней диафрагмы среднюю камеру, в районе нижней диафрагмы нижнюю камеру. Трубки между полостями камер расположены таким образом, что при движении сверху жидкость должна проходить по лабиринту и в двух местах этот путь механически разделяется двумя диафрагмами. Полости, образованные диафрагмами снабжены клапанами, через которые сбрасывается масло при избыточном давлении. Заполнение полости протектора производится снизу. Диэлектрическое масло проходит по валу к трубке, через отверстия в трубе заполняет нижнюю полость, воздух и избыток масла через отверстия в трубе поступает в зону нижнего торцового уплотнения, заполняет его полость и под избыточным давлением через клапан выходит в следующую полость. Воздух выходит в отверстие ниппеля под пробку между нижней и средней камерами, а масло стекает на дно полости, заполняет ее до появления в отверстие под пробку и после ее закрытия пробкой продолжает поступать в полость верхней диафрагмы. Далее заполняют полости в средней и верхней камеры, при этом для удаления воздуха используются пробки в верхней головке. Полости внутри диафрагмы защищены от проникновения пластовой жидкости по валу торцевым уплотнением. Нижний конец диафрагмы протектора закреплен герметично, верхний имеет упругое крепление при помощи браслетных пружин, что позволяет осуществлять регулирование давления при температурных расширениях масла. Для устранения перепада давления в верхней камере имеется трубка, через которую поступает пластовая жидкость в наружную полость, расположенную над диафрагмой средней камеры. При работе двигателя масло расширяется, при этом растягивает резиновую диафрагму и прижимает ее к внутренней поверхности корпуса протектора. Лишний объем масла будет выдавлен через верхний конец диафрагмы, который имеет упругое крепление. При остановке и охлаждении двигателя объем масла будет уменьшаться и резиновая диафрагма, воспринимая давление окружающей среды, будет втягиваться внутрь и пополнять маслом полость двигателя. При последующем включении двигателя процесс изменения объема масла повторится, то есть при любых изменениях объема и давления масла диафрагмы будут «дышать» и отслеживать объем находящегося масла в двигателе и уравновешивать давление в его полости с давлением окружающей среды.    Основным узлом протекторов являются торцевые уплотнения, предназначенные для герметизации вращающихся валов диаметром  25 мм и 35 мм. Уплотнения состоят из двух колец (вращающегося и невращающегося), поджатых друг к другу пружиной. На вращающемся кольце установлен сильфон, обжимаемый каркасом, другой конец сильфона через обойму с корпусом поджимается к валу. На невращающемся кольце установлена манжета или резиновое уплотнительное кольцо. Конструкция уплотнения обеспечивает постоянный натяг на вторичном уплотнении (сильфоне), что повышает надежность крепления уплотнения на валу и гарантирует герметичность вторичного уплотнения. Благодаря высокой износостойкости пары трения можно неоднократно притирать. 101. Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5, назначение и состав, модификации установок, технические характеристики. Принцип работы диафрагменного насоса. Погружной диафрагменный электронасос, назначение и состав. Погружной диафрагменный электронасос Назначение Установки погружных диафрагменных электронасосов предназначены для добычи нефти из глубоких (до 2000 м) малодебитных искривленных или наклонных скважин, где эффективность их применения обеспечивается за счет непрерывной работы (взамен периодической, отрицательно влияющей на нефтедобычу пласта). Перекачиваемая среда - пластовая жидкость в виде смеси нефти вязкостью до 300 сСт с содержанием парафина до 6%, попутной воды в любых пропорциях и попутного нефтяного газа с температурой от 5 до 90°С. Установки электродиафрагменных насосов относятся к классу бесштанговых насосов, что определяет их эксплуатационные качества. Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью. По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости. Классификация Погружные диафрагменные насосы различных типов классифицируют по ряду признаков. 1. По способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение на: ◦ с механическим приводом; ◦ с гидравлическим приводом. 2. По конструкции диафрагмы: ◦ с плоской дафрагмой; ◦ с цилиндрической диафрагмой; ◦ с диафрагмой в виде сильфона. 3. По виду энергии, подводимой к насосу с поверхности: ◦ с электроприводом; ◦ с гидроприводом. 4. По виду погружного электропривода, преобразующего подводимую электроэнергию в энергию исполнительного органа: ◦ электродвигатель; ◦ электромагнитный привод. 5. По виду преобразователя вращательного движения вала электродвигателя в возвратно - поступательное движение диафрагмы: ◦ механический преобразователь, содержащий, например, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом плунжера; ◦ гидравлический преобразователь, включающий, например, силовой насос роторного типа и систему гидрораспределителей, преобразующих направление постоянного потока рабочей среды от силового насоса в возвратно-поступательные гидравлические импульсы. 6. По числу диафрагм: ◦ одна, две и более. Достоинства Конструктивные достоинства УЭДН, выгодно отличающие их от применяемых повсеместно штанговых насосов: • отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного оборудования; • небольшая установочная мощность электродвигателя; • простота монтажа и эксплуатации; • удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и свободный газ; • возможность применения в скважинах с низкими дебитами; • возможность эксплуатации месторождений с небольшими устьевыми площадками (море, болота и др.). Состав установки, принцип действия Установка включает: погружной диафрагменный электронасос с электродвигателем; сливной клапан 2 для слива жидкости из колонки насоснокомпрессорной трубы при подъеме электронасоса из скважины; насоснокомпрессорную трубу 3; токопроводящий кабель 4; пояса для крепления кабеля 5; электроконтактный манометр 6; обратный клапан 7; комплектное устройство ШДН01-93У1 8 для контроля, управления и защиты электронасоса. Принцип работы: Две мембраны, соединенные валом, перемещаются вперед и назад под воздействием попеременного нагнетания воздуха в камеры позади мембран с использованием автоматического воздушного клапана. Всасывание: Первая мембрана создает разрежение, когда она движется от стенки корпуса. Нагнетание: Вторая мембрана одновременно передает давление воздуха на жидкость, находящуюся в корпусе, проталкивая ее по направлению к выпускному отверстию. Во время каждого цикла давление воздуха на заднюю стенку выпускающей мембраны равно давлению, напору со стороны жидкости. Поэтому мембранные насосы могут работать и при закрытом выпускном клапане без ущерба для срока службы мембраны. В диафрагменных насосах с механическим приводом диафрагмы имеется толкатель, который жестко воздействует на диафрагму. В период нагнетательного хода диафрагма испытывает механические нагрузки от сопротивления перекачиваемой среды; при этом с внешней стороны на диафрагму действует давление, равное давлению, создаваемому насосом. При больших давлениях эти механические нагрузки возрастают, что резко сокращают срок службы диафрагмы. По этой причине при механическом приводе диафрагмы параметры насоса, как правило, ограничиваются сроком ее службы. В насосах с гидравлическим приводом диафрагмы между ней и исполнительным органом насоса находится жидкая рабочая среда. При работе насоса под действием исполнительных органов в рабочей среде возникает возвратно-поступательные импульсы, которые гидравлически воздействуют на диафрагму, а через нее – на перекачиваемую среду. При этом диафрагма является лишь «разделительным» органом, отделяющим рабочую среду и исполнительные органы насоса от перекачиваемой среды, и давление сред по обе ее стороны практически одинаково. Если отклонение диафрагмы от нейтрального положения выбрано с таким расчетом, что растягивающие напряжения в материале диафрагмы незначительны, то работоспособность диафрагмы и срок ее службы определяются пределом выносливости материала при многократном изгибе в месте крепления диафрагмы в корпусе насоса. В насосах с гидравлическим приводом диафрагмы при правильном выборе конструкции и материала диафрагмы срок ее службы значительно больше, чем в насосах с механическим приводом диафрагмы, а параметры таких насосов определяются прочностью и работоспособностью исполнительных органов, мощностью привода. Диафрагменные насосные агрегаты, применяемые для подъема жидкости из скважин, по виду используемой для приведения их в действие энергии подразделяются на три вида: 1. работающие от гидравлической энергии жидкости, подводимой к насосу с поверхности; 2. действующие за счет возвратно-поступательного движения колонны штанг с приводом от станка-качалки, расположенного на устье скважины; 3. имеющие привод от погружного электродвигателя. 102. Практическая работа №24 Выполнение схемы расположения оборудования установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 https://studopedia.ru/9_90388_konstruktivnaya-shema-diafragmennogo-nasosa-i-printsip-ego-deystviya-oblast-primeneniya-dostoinstva-i-nedostatki.html Законспектировать и перечертить схемы! 103. Доработка Практической работы! 104. Дефектация деталей и узлов, способы ремонта и восстановления деталей. Дефектация деталей - технологический процесс, который носит название дефектация, служит для оценки технического состояния деталей с последующей их сортировкой на группы годности. В ходе этого процесса производится проверка соответствия деталей техническим требованиям, изложенным в технических условиях на ремонт или в руководствах по ремонту, при этом применяется сплошной контроль, т. е. контроль каждой детали. Дефектация деталей - это также инструментальный и многостадийный контроль. Для последовательного изъятия невосстанавливаемых деталей из общей массы применяют следующие надлежащие стадии выявления деталей: с явными неустранимыми дефектами - визуальный контроль; со скрытыми неустранимыми дефектами - неразрушающий контроль; с неустранимыми геометрическими параметрами - измерительный контроль. В процессе дефектации деталей используются следующие методы контроля: органолептический осмотр (внешнее состояние детали, наличие деформаций, трещин, задиров, сколов и т.д.); инструментальный осмотр при помощи приспособлений и приборов (выявление скрытых дефектов деталей при помощи средств неразрушающего контроля); безшкальных мер (калибры и уровни); микрометрических инструментов (линейки, штанген-инструменты, микрометры и т.д.) для оценки размеров, формы и расположения поверхностей деталей. Остукивание детали молотком или рукояткой молотка позволяет обнаружить внутренние трещины, о чем свидетельствует дребезжащий звук. Этот процесс следует выполнять осторожно, чтобы не оставлять следов (вмятин) на поверхности проверяемой детали. Гидравлические испытания применяют для обнаружения трещин или раковин в корпусных деталях. При испытании в детали заглушаются все отверстия, кроме одного, через внутреннюю полость которого нагнетается жидкость при давлении 2-3 кгс/см2. При наличии трещины или раковины наблюдается вытекание жидкости или запотевание стенок детали. Измерения позволяют определить величину износа тех или иных рабочих поверхностей, отклонения элементов детали от правильной геометрической формы и нарушения во взаимном расположении поверхностей у детали. Выполняются измерения с помощью различных мерительных инструментов и приборов. Проверка твердости детали позволяет обнаружить изменения, происходящие в материалах детали в процессе эксплуатации из-за наклепа, влияния высоких температур или агрессивных сред и т. п. Проверка сопряжения деталей определяет наличие и величины зазоров, плотность и надежность неподвижных соединений, функциональную пригодность данного соединения и т. п. Магнитная и ультразвуковая дефектоскопия предназначена для обнаружения скрытых дефектов в стальных и чугунных деталях. Действие магнитного дефектоскопа основано на различной магнитной проницаемости сплошного металла и металла с трещинами. При ультразвуковой дефектоскопии пороки металла выявляются при помощи ультразвуковых колебаний, которые отражаются на экране. Керосиновая проба предназначена для обнаружения трещин. При выполнении этой пробы деталь погружают на 15-30 мин в керосин, затем тщательно протирают и покрывают мелом. Выступающий из трещины керосин увлажнит мел и даст четкие ее контуры. Только те элементы детали, которые в процессе эксплуатации повреждаются или изнашиваются, подвергаются контролю в процессе дефектации. Вследствие контроля детали необходимо подразделить на три группы: годные, - характер и износ, которых находятся в пределах, допускаемых техническими условиями (детали этой группы используются без ремонта); подлежащие восстановлению, - дефекты этих деталей могут быть устранены освоенными на ремонтном предприятии способами ремонта; негодные. Такое распределение деталей по группам годности отнюдь не является устойчивым. Учет их распределения по группам дает возможность прогнозировать благоприятные и неблагоприятные ситуации распределения деталей по группам и объективно оценить качество труда разборщиков и дефектовщиков (специалистов в области дефектовки деталей).При сортировке деталей по группам рекомендуется их помечать краской: годные - белой, ремонтно-пригодные - зеленой, негодные - красной. Разрабатывается стратегия дефектации на основе изучения вероятности возникновения дефектов на деталях, учета их взаимосвязи, дающая возможность повысить эффективность и производственную отдачу этого участка: годные без ремонта детали направляют в комплектовочное отделение, а годные габаритные детали отправляют прямо на сборку; негодные детали накапливают в контейнерах для черных и цветных металлов, которые затем направляют на склад утиля; базовые детали больших размеров (блок цилиндров, картер и т.д.), требующие ремонта, направляют прямо на посты восстановления; детали, подлежащие восстановлению, накапливаются на складе деталей, ожидающих ремонта, откуда они партиями направляются в производство цеха восстановления и изготовления деталей. Результаты сортировки деталей учитываются в дефектовочных ведомостях. На каждом предприятии имеется сейчас своя форма ведомости дефектов, обусловленная спецификой ремонтируемого оборудования: технологическое, автотракторное, подъемно-транснортное и др. Грамотно и подробно составленная ведомость дефектов существенно дополняет технологический процесс ремонта. Этот ответственный технический документ составляется технологом отдела главного механика (ОГМ) с участием мастера и бригадира ремонтной бригады, представителей отдела технического контроля (ОТК) и цеха-заказчика. При проведении дефектации рационально использовать заранее заготовленные типовые ведомости дефектов. Эти ведомости отличаются от обычных тем, что в них внесены все изнашиваемые детали станка, определены различные возможные виды дефектов деталей и узлов и перечислены операции или даны краткие описания конкретных работ, подлежащих выполнению при ремонте. Такая ведомость представляет собой документ, синтезирующий опыт наиболее знающих работников ремонтной службы. Типовая ведомость на ремонт резко упрощает процесс дефектации, сокращает время на ее оформление, при этом сохраняются порядковые номера пунктов ведомостей и деталей, что позволяет производить маркировку последних до их разбраковки и уменьшает число ошибок при решении метода ремонта. При использовании типовой ведомости процесс дефектации в основном сводится к сверке обнаруженных дефектов ремонтируемых деталей с перечнем дефектов в типовой ведомости. Найдя в ведомости обнаруженный у детали дефект, подчеркивают соответствующий порядковый номер, операцию, группу операций и ремонтных работ. Если в типовой ведомости отсутствует нужная деталь или не предусмотрен возможный дефект у какой-либо детали, тогда в ведомости делают соответствующую дополнительную запись. После оформления ведомости на ремонт осуществляется конструкторская проработка чертежей для проведения ремонта и изготовления деталей, а также оформляется технологическая документация. Эта ведомость является документом, по которому контролируют ход изготовления деталей, ремонта, сборки и сдачи станка после ремонта. Коэффициент годности (Кг) демонстрирует, какая часть деталей одного наименования может быть использована повторно без ремонтного воздействия при ремонте автомобилей (агрегатов). Коэффициент сменности (Кс) демонстрирует, какая часть деталей одного наименования требует замены при ремонте автомобилей (агрегатов). Коэффициент восстановления (Кв) характеризует часть деталей одного наименования, которые следует восстанавливать. Обработка информации, отраженной в дефектовочных ведомостях, позволит определить маршрутные коэффициенты восстановления деталей. Технические требования на дефектацию деталей разрабатываются заводами-изготовителями автомобилей (агрегатов) или научно-исследовательскими организациями, которые ликвидируют неясность и вопросность информации об автомобилях зарубежных производителей. Из ее рабочего чертежа получают общие сведения о детали, они включают в себя: эскиз детали с указанием мест расположения дефектов; основные размеры детали; материал и твердость основных поверхностей. При рекомендации способов устранения дефектов опираются на богатый опыт, накопленный отечественными и зарубежными ремонтными предприятиями, и на рекомендации по рациональному их выбору. На основе опыта эксплуатации и ремонта автомобилей (агрегатов), а также специальных научно-исследовательских работ выявляют возможные дефекты детали. Допустимый размер детали - размер, при котором деталь, установленная при капитальном ремонте в автомобиль (агрегат), отработает до следующего капитального ремонта и ее износ не превысит предельного, т. е. остаточный ресурс у детали остается не меньше межремонтного tМ. Его устанавливают на основе допускаемого износа Идоп. При этом условии допустимый размер будет равен: для вала dдоп = dН - Идоп, где dН - диаметр нового вала (отверстия), мм; Идоп - величина допустимого износа вала (отверстия), мм. Деталь во время ремонта выбраковывают, если ее размер больше (для отверстия) или меньше (для вала) допускаемого. Для установления величины допустимого износа детали следует знать ее предельный износ. Износ в точке перехода прямолинейного участка изнашивания в криволинейный - зону форсированного износа - называют предельным. Предельный износ Ипр - это такой износ, при котором дальнейшая эксплуатация детали невозможна или нецелесообразна из-за недопустимого снижения экономических или технологических показателей. При износе Ипр размер детали считается предельным, по нему устанавливают предельное состояние детали. Наработка до предельного состояния соответствует сроку службы детали Тпр. Предельный размер детали определяют на основе экономического и технического критериев. Экономический критерий обусловливается предельным уменьшением экономических показателей, таких как потеря мощности, снижение производительности, увеличение расхода топлива, смазки и т.д., а технический характеризуется резким увеличением темпов изнашивания, которое может привести к аварии. 105 Арматура устьеваядля герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами. 4.4. Арматура устьевая Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами, применяют устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевое оборудование типа ОУЭ 65/50 14. Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоит из корпуса, трубной подвески, отборника давления с пробоотборником, угловых вентилей, перепускного клапана и быстросборного соединения (рис. 32). ^ Техническая характеристика Рабочее давление, МПа 14 Тип запорного устройства: ствола Кран пробковый боковых отводов Вентиль угловой Габариты, мм 3452х770х1220 Масса, кг 200 Рис. 32. Устьевая арматура типа АУЭ: ^ 1 - перепускной клапан; 2 - манжета; 3 - уплотнение кабеля; 4   пробковый кран; 5   патрубок; 6 - зажимная гайка; 7   трубная подвеска; 8 - корпус; 9,12,13 - угловые вентили; 10   отборник проб, 11 - быстросъемное соединение ^ 4.5. Комплекс оборудования типа КОС и КОС1 Комплексы предназначены для перекрытия ствола скважин при повышении забойного давления или динамического уровня жидкости в полуфонтанных скважинах, эксплуатируемых штанговыми и погружными электроцентробежными насосами. Комплексы обеспечивают проведение ремонтно-профилактических работ в скважине без предварительного глушения. Комплекс КОС состоит из пакера ПД-ЯГ или 2ПД-ЯГ, разъединителя колонны типа ЗРК и клапана-отсекателя типа КАС с замком типа ЗНЦБ. Комплекс КОС1 (рис. 33) состоит из разбуриваемого пакера с хлопушечным обратным клапаном типа 1ПД-ЯГР и съемного клапана отсекателя сильфонного типа КАС1, устанавливаемого в пакер, гидравлического домкрата ДГ. Рис. 33. Комплекс оборудования типа КОС1: ^ 1 - пакер типа 1ПД-ЯГР; 2 - клапан-отсекатель типа КАС1; 3 - центробежный скважинный электронасос В состав комплексов входят также комплект инструментов, монтажных частей, стенд для зарядки и регулирования клапанов-отсекателей. На рис. 34 показан комплекс оборудования КОС в скважинах, эксплуатируемых скважинными и погружными насосами. Рис. 34. Комплекс оборудования типа КОС: а – для скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами; б – для скважин, эксплуатирумых центробежными электронасосами; в – клапан отсекатель открыт; г   клапан отсекатель закрыт; 1 – станок качалка; 2 – скважинный штанговый насос; 3 – замок типа ЗНЦБ; 4 – разъединитель колонны типа ЗРК (оставляемая в скважине часть); 5 – клапан отсекатель типа КАС; 6 – пакер 2ПД ЯГ; 7 – оборудование устья скважины, эксплуатируемой центробежными электронасосами; 8 – центробежный скважинный электронасос В комплексе КОС установка пакера и клапана отсекателя производится насосно-компрессорными трубами, а КОС1 - с помощью канатной техники. Техническая характеристика комплексов КОС Рабочее давление, МПа 35 Условный диаметр эксплуатационной колонны, труб, мм 140, 146, 168 Наружный диаметр пакера, мм 118, 122, 136, 140, 145 Глубина установки клапана, м, не более 2500 Масса, кг от 110129 до 252349 ^ 4.6. Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН) Современные УГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды. Установки гидропоршневых насосов - блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 1510-6 м2/с (1510-2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода не более 0,01 г/л и попутной воды не более 99%. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120оС. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение - У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования - 1, погружного - 5 (ГОСТ 15150-69). Гидропоршневая насосная установка (рис. 35) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса ^ 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан ^ 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость. Рис. 35. Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки: а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубоопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан;  - рабочая жидкость;  - добываемая жидкость;  - смесь отработанной и добытой жидкости При необходимости подъема насоса изменяется направление нагнетания рабочей жидкости - её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости с рабочей и т.д. В настоящее время выпускаются установки: УГН25-150-25, УГН40-250-20, УГН100-200-18, УГН160-380-15. Обозначения: УГН - установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН - подача одного гидропоршневого насосного агрегата (м3/сут.); цифры после первого тире - суммарная подача установки (м3/сут.); цифры после второго тире - давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ. Пример: УГН 160 380-15 ТУ 26-16-233-88. Суммарная мощность установок 185270 кВт; КПД 4547%; масса не более 50000 кг. ^ 4.7. Струйные насосы Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом (рис. 36). Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса. Струйный насос (рис. 37) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ ^ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.). Рис. 36. Струйно насосная установка: 1 – струйный насос; 2 – ловитель; 3 – силовой насос; 4   сепаратор; 5 – продуктивный пласт Рис. 37. Схема струйного насоса: ^ 1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сопло; 3   каналы; 4   диффузор; 5 - входная часть насоса; 6   подпакерное пространство По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срок службы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 мес., теоретический отбор жидкости до 4000 м3/сут. максимальная глубина спуска - 5000 м, масса погружного насоса 10 кг. В 1971 г. Крецом В.Г. были обоснованы и предложены схемы струйных установок для целей испытания, освоения и эксплуатации нефтяных скважин (НИИ ВН при ТПУ). Тогда внедрены были струйные установки для откачки питьевой воды из скважин (разработанные под руководством В.С. Арбит и С.Я. Рябчикова). 106. Схема работы оборудования гидропоршневой насосной установки. Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные в один агрегат – гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок. Назначение этих элементов: насосный блок преобразует энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе. Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов. Установки гидропоршневых насосов – блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух – восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение – У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования – 1, погружного – 5 (ГОСТ 15150-69). Гидропоршневая насосная установка (рисунок 8.1) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость. Рисунок 8.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. При необходимости подъема насоса изменяют направление нагнетания рабочей жидкости — её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости и рабочей и т.д. В настоящее время выпускаются установки: УГН25-150-25, УГН40-250-20, УГН100-200-18, УГН160-380-15. Обозначения: УГН – установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН – подача одного гидропоршневого насосного агрегата (м3/сут.); цифры после первого тире – суммарная подача установки (м3/сут.); цифры после второго тире – давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ. Гидропоршневые насосные установки различаются: по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая); по принципу действия скважинного насоса (одинарного, двойного действия или дифференциальный); по принципу работы гидродвигателя (дифференциального или двойного действия); по способу спуска погружного агрегата (спускаемые на колонне НКТ – фиксированные или свободные – сбрасываемые в скважину); по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые). Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости предопределяет способ возврата рабочей жидкости на поверхность. В установках с закрытой схемой жидкость после совершения ею полезной работы из гидродвигателя по отдельному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта, выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему отдельному каналу. В установках с открытой схемой жидкость, выйдя из гидродвигателя, смешивается с жидкостью, выходящей из скважинного насоса, и поднимается на поверхность по общему каналу. Недостатком первой схемы является большая металлоемкость, поскольку от устья к погружному агрегату необходимо спустить три герметичных трубопровода: для подачи рабочей жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечками из системы привода. Следует заметить, что производительность системы подготовки рабочей жидкости всей установки в значительной степени зависит от качества подготовки рабочей жидкости. Установки с открытой схемой обладают меньшей металлоемкостью, так как предполагают каналы только для двух потоков жидкости – сверху вниз – рабочей, а снизу вверх – смеси рабочей и пластовой жидкости. Соответственно проще и оборудование устья. Недостатком этой системы является необходимость обработки большого количества рабочей жидкости, что требует применения сложных и высокопроизводительных систем для ее подготовки. В состав наземного оборудования установок входят силовой насос с приводом, оборудование устья скважины и блок очистки рабочей жидкости. Наиболее ответственной частью наземного оборудования является силовой насосный агрегат, от его параметров в прямой зависимости находятся параметры ГПНА. Как правило, применяются трех- и пятиплунжерные горизонтальные или вертикальные насосы, мощность привода которых в большинстве случаев составляет от 14 до 300 кВт. Для подбора агрегата, соответствующего требуемому режиму эксплуатации скважины, выпускаются насосы многих типоразмеров, причем каждый из них имеет наборы плунжеров с уплотнениями различных диаметров (от 30 до 95 мм), позволяющими ступенчато изменять подачу насосов (от 130 до 1700 л/мин) и обеспечивать максимальное давление до 35,0 МПа. Число ходов плунжеров составляет 300 – 450 в минуту. Для уменьшения числа оборотов вала насоса применяются понижающие редукторы. Наземный насосный агрегат может применяться как для привода одного ГПНА, так и для нескольких, расположенных в различных скважинах. Для распределения жидкости между ними используются распределительные гребенки со стабилизаторами расхода рабочей жидкости. Блок подготовки рабочей жидкости имеет параметры, обусловленные, прежде всего, типам гидравлической схемы установки: закрытой или открытой. В первом случае его производительность составляет 1 – 3% от подачи силового насоса, во втором – до 50 %. Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сырая нефть, после того как из нее удалены свободный и растворенный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна. Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопределяются в конечном счете долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требования, например, в отношении содержания абразива будет приводить к интенсивному изнашиванию пар трения; плунжер – уплотнение в насосе, поршень –цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозиониоактивных компонентов – к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы. На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти – превышение определенного ее значения приводит к резкому снижению к. п. д., что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение. В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоковязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазывающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение ее приводит кувеличению к. п. д., но одновременно повышает требования к герметичности резьбовых соединений колонн насосно-компрессорных труб. 107. Струйно-насосная установка, назначение и состав, технические характеристики. Принцип работы струйного насоса основан на перемещении среды различного агрегатного состояния по трубопроводу с вмонтированным в него соплом. Такое сопло изготавливается суженным. Благодаря сужению скорость жидкости при движении увеличивается. Схема работы струйного насоса выглядит следующим образом. Поток жидкости проходит через сопло 1. Сечение сопла по длине уменьшается, поэтому постепенно увеличивается скорость потока. Кинетическая энергия потока при этом возрастает, достигая наивысшего значения на выходе его из сопла в камеру 2. Повышение кинетической энергии обуславливает понижение давления в камере 2. Под влиянием разности атмосферного давления и давления в камере 2 жидкость поднимается от уровня 3 в камеру 2, где она захватывается струёй рабочей жидкости, вытекающей с большой скоростью из сопла 1. Смесь рабочей и перемещаемой жидкостей поступает в расширяющийся патрубок 4 и далее по трубопроводу в бак на высоту Нг. Объективно, струйный насос сложно отнести к нагнетательным устройствам в классическом понимании, так как он не обеспечивает избыточный напор на стороне нагнетания потока. Цилиндрический насадок как струйный насос в практике не используется, что объясняется большими потерями энергии в нем. Конструктивная схема струйного компрессора, применяемого в промышленности выглядит следующим образом Рабочая жидкость вытекает с высокой скоростью через сопло 1 в приемную камеру 2. Струя рабочей жидкости в приемной камере соприкасается с перемещаемой жидкостью, поступающей по трубе 3. Благодаря трению и импульсному обмену на поверхности струи в приемной камере происходит захватывание и перемещение жидкости, поступающей по трубе 3 в камеру смешения 4 и далее в конический диффузор 5. В камере смешения происходит обмен импульсами между рабочей и перемещаемой жидкостями. В диффузоре протекает процесс превращения кинетической энергии в потенциальную. Из диффузора жидкость поступает в напорный трубопровод. В промышленности распространены два типа струйных аппаратов: водоструйные и пароструйные компрессоры. В водоструйных насосах рабочей жидкостью является вода, а в пароструйных – пар. Способ работы водоструйных насосов и пароструйных компрессоров по существу одинаков; в рабочем процессе их имеется различие вследствие разницы в свойствах рабочих жидкостей. Основными параметрами струйного насоса являются расход рабочей жидкости Gр, расход перемещаемой насосом жидкости Gн (подача насоса), давление рабочей жидкости Рр, давление перемещаемой жидкости Рн перед насосом и давление смешанной жидкости за насосом Рс. Коэффициент полезного действия струйных насосов низок, но простота конструкции их и отсутствие движущихся частей привели к их широкому применению. Очень часто принципиальные схемы включения струйных насосов компонуются в последовательное соединение нескольких агрегатов. В таком случае насосы конструируются с разными диаметрами сопла, что позволяет регулировать характеристику нагнетаемого потока в рабочем диапазоне включенных последовательно агрегатов. Устройство струйного насоса Конструкция струйного насоса не включает в себя движущихся частей. В зависимости от назначения в его состав входит:   сопло агрегата;   камера приема;   камера смешения;   выходной диффузор;   насадки для подачи инжектируемой и рабочей жидкостей(двухфазного потока). Разнообразные модели агрегатов данного типа в зависимости от области своего применения оборудуются разными по характеристикам суживающимися насадками – соплами. Выбор сопла в каждом конкретном случае зависит от вида перекачиваемой среды и ее гидравлических особенностей. Преимущества и недостатки струйных насосов Как и у каждого оборудования у струйных насосов есть свои преимущества и свои недостатки. Попробуем обобщить основные критерии по каждой из категорий. К основным достоинствам струйных насосов относятся:   высокая надежность и возможность продолжительной эксплуатации без ремонта;   отсутствует необходимость осуществлять регулярное техническое обслуживание;   низкая чувствительность к химически агрессивным потокам;   простота конструкции и простота монтажа;   обширная область использования (в быту и промышленности). Конечно, большинство перечисленных преимуществ данного типа насосов перед другими исходит из тог, что в них отсутствуют движущиеся составные элементы. Струйные насосы выделяются относительно небольшими габаритными размерами и массой. Они малотребовательны к расходам на эксплуатацию, что является очень весомым фактором их применения. Основными недостатками этого типа агрегатов являются:   очень низкий коэффициент полезного действия насоса – не более 30%;   необходимость подавать большие объемы жидкости на сопло. С помощью струйных устройств сжимают газообразные вещества, создают давление ниже атмосферного - вакуум, перекачивают жидкие среды, транспортируют твердые сыпучие вещества, смешивают различного рода газы и жидкости. Достаточно широкого применения струйные насосные устройства нашли в пожарной технике, в качестве смесителей, для получения пены для тушения пожаров. В энергетических паротурбинных установках струйные аппараты являются неотъемлемой частью конструкции для удаления пара из уплотнений вала турбоагрегата. В химической индустрии данные насосы служат для перекачки кислотных и щелочных растворов. https://www.youtube.com/watch?v=LB6XcHgFi-Y&feature=youtu.be 108. Система газлифтной добычи. Принцип работы газлифтного способа добычи нефти. После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным. По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт. Рисунок 13.2. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости. Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п. Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2). При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б). При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г). Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости. Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами. 1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин. 2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа. З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. 4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин. 5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту. 6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования. 7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин. Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки 1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций 2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы. З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин. Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин. При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти. Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления. Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости. Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. https://www.youtube.com/watch?v=vngfDoWI1Tc&feature=youtu.be&ab_channel=NefteGaz 109 Различают непрерывный и периодический газлифт. По спо­собу подачи ра­бо­­чего агента в скважину существует компрес­сорный и бескомпрессорный газ­лифт. Когда источником газа высокого давления является пласт, вскрытый той же скважи­ной, из которой отбирают нефть, газлифт является внут­риск­ва­жин­ным бескомпрессорным. Существуют два основных вида газлифтных установок — от­крытого и по­лу­закрытого типа. При эксплуатации скважин установками открытого типа ко­лонна насосно-комп­рессорных труб спускается в скважину без пакера. Открытая газлифтная уста­новка предназначена в основ­ном для эксплуатации непрерывным газ­лиф­том. Ее можно ис­пользовать и при периодическом газлифте в тех случаях, ког­да по техническим причинам затруднена установка пакера. Недостатками установки этого типа являются: — колебания уровня жидкости в затрубном пространстве. При этом наб­лю­дается износ клапанов, установленных ниже точки вво­­да газа, а зачастую и ра­бочего клапана; — необходимость продавки восстановившегося столба жидкости в затруб­ном пространстве при каждой остановке скважины, что также приводит к изно­су клапанов. Даже при отсуствии колебания жидкости в затрубном прост­ранст­ве клапаны, расположенные ниже точки ввода газа, будут подвергаться воз­дейст­вию жидкости, протекающей из затрубного пространства в подъемные тру­бы, полузакрытая газлифтная установка отличается от открытой лишь на­ли­чием пакера, который предотвращает поступление пластовой жидкости в зат­руб­ное пространство после загрузки скважины. Установки этого типа могут исполь­зоваться как для непрерывного, так и для периодического газлифта. Многопластовые месторождения рационально разрабатывать с примене­нием раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Раздель­ная эксплуатация двух пластов одной скважиной газлифтным способом осу­ществ­­ляется с использова­нием двух или трех колонн насосно-компрессорных труб. В пер­вом случае применяются газлифтные установки с параллельны­ми или концентрическими рядами труб, во втором — обычно их комбинация. При при­менении параллельных колонн насосно-компрессорных труб пространство меж­ду обсадной колонной со спущенными трубами используется как канал для под­вода на­гнетаемого газа. При концентрическом расположении колонн на­сос­но-компрессорных труб каналом для подвода нагнетаемо­го газа служит межт­руб­ное пространство. Жидкость из верхнего пласта поднимается по затрубному пространству, а из нижнего — по центральной колонне труб. Наряду с раздельной эксплуатацией двух пластов одной сква­жиной газ­лифт­ным способом, в мировой практике добычи не­фти применяют и комби­ни­ро­­ванные способы. Установки для газлифтной эксплуатации могут быть как с концент­ри­чес­кой подвеской насосно-компрессорных труб, так и с параллельной. В первом слу­чае для отбора жидкости газлиф­тным способом из нижнего пласта газ наг­не­тается в кольцевое пространство между концентрически установленными ко­лон­на­ми НКТ. По кольцевому пространству между эксплуатационной ко­лон­ной и колонной насосно-компрессорных труб жидкость отбирают фонтанным спо­собом из верхнего пласта. В описан­ной установке применяются два одно­ка­наль­ных пакера. Во втором случае для отбора жидкости газлифтным способом из верхнего плас­та газ нагнетается в затрубное пространство сква­жины. Нижний пласт фон­та­нирует по второму ряду НКТ. В этой установке используется один одноп­ро­ход­ной пакер для изоля­ции верхнего пласта от затрубного пространства, заня­то­го на­гнетаемым газом. При эксплуатации глубоких высокодебитных скважин с низким динамическим уровнем жидкости целесообразно применять комбина­ции газлифта с насосными способами добычи нефти. Газлифт способствует сни­жению давления над насосом и повышению производительности установки в целом. Технология работ следующая. В скважину спускают погружной центробежный электропри­водной насос с па­кером, установленным на расчетной глубине. Пакер разобщает нижнюю часть затрубного пространства от вер­хней. Над пакером устанавливается ра­бо­чая муфта или газлифтные клапаны. Скважина пускается в работу при помощи пог­руж­ного центробежного насоса и газлифта по кольцевой системе. Аналогичная схема может быть реализована в сочетании и со штанговым на­сосом. Если уровень жидкости в скважине доста­точно высок и исключает про­давку всего столба жидкости через прием насоса, то можно исключить уста­нов­ку пакера. Разновидностью непрерывного бескомпрессорного газлифтного способа до­бы­чи нефти является внутрискважинный газ­лифт. Простота техноло­ги­чес­ко­го решения, полное использова­ние природной энергии газа и снижение удель­ных расходов ка­чественно отличают данный вариант газлифтной эксплуатации. Воз­можность отказаться при обустройстве месторождений от компрессорных уста­новок, пунктов осушки и распределения газа выдвигает этот способ в число перс­пективных. Применение внутрискважинного газлифта возможно при на­личии в раз­ре­зе скважины газового пласта, содержащего боль­шие запасы газа высокого дав­ле­ния, а также при использовании газа из газовой шапки нефтяного пласта. В пос­леднем случае нельзя ориентироваться на значительные отборы газа из га­зо­вой шапки. В зависимости от конкретных условий разработки месторож­дения при­ме­няют­ся различные технологические схемы внутри­скважинного газлифта. Если газовый пласт расположен выше нефтяного, то в сква­жину опус­кает­ся один ряд труб. Между двумя горизонтами уста­навливается пакер. По цент­раль­ной трубе поднимается нефть, а по кольцевому пространству — газ. Через кла­пан, установленный на НКТ, часть газа поступает в центральные трубы, по ко­торым поднимается нефть. Регулированием противодавления в кольце­вом прост­ранстве (у устья скважины) и настройкой клапана по­дается заданное ко­ли­чество газа при необходимом давлении. Если газовый пласт расположен ниже нефтяного, то нефть поднимается по зат­рубному пространству, а газ — по централь­ной трубе. Часть газа перепус­кает­ся из центральных труб в коль­цевое пространство через клапан. Если в про­дук­тивной толще имеется газонефтяной контакт, то пакер устанавливается на уров­­не контакта и скважина эксплуатируется по первому варианту. Расс­мот­рен­ные схемы достаточно просты, и в этих случаях не встречаются затруднения при исследовании скважин и каждого горизонта в отдельности. Кроме указанных конструкций предложен ряд других, пре­дусмат­ри­ваю­щих параллельный спуск труб. Как известно, одним из основных осложняющих факторов при разработке неф­тяных месторождений в Западной Сибири и причин прекращения фонта­ни­ро­вания является обводнение сква­жин. Эксплуатация обводненных скважин обыч­ным газлифтом требует значительных удельных расходов газа, поэтому она мо­жет оказаться нерентабельной. Кроме того, отбор больших объе­мов эмуль­сионной нефти приводит к увеличению затрат на ее деэмульсацию. Для прод­ления периода фонтанирования сква­жин, уменьшения затрат энергии на подъем жидкости, получе­ния безводной нефти (раздельная добыча воды и неф­ти) скважи­ну можно оборудовать двумя способами: для газлифтной эксплу­ата­ции с подачей газа с устья и внутрискважинного газлифта. В первом варианте в скважину спускают два ряда концентрично рас­по­ло­жен­ных труб. Трубы внутреннего ряда длиннее внешнего. Их башмак устанав­ли­вается на уровне подошвы пла­ста или ниже (если имеется зумпф). В нижней час­ти внешнего ряда труб устанавливается пакер. Газ подается в кольцевое про­странст­во между трубами. Часть его поступает в центральные трубы через ра­бо­чую муфту или клапан и поднимает подошвен­ную воду. Другая часть газа пос­тупает через клапан в кольцевое пространство между обсадной колонной и вто­рым рядом НКТ. Безводная нефть поднимается через затрубное прост­ранст­во меж­ду НКТ и обсадной колонной. Если пластового газа достаточно для фон­та­ни­рования нефти по затрубному пространству, то кла­пан, установленный на внеш­нем ряду труб, служит только для пуска скважины в эксплуатацию. При работе непрерывного газлифта относительное погруже­ние колонны обус­ловливает величину давления сжатого газа, под которым он поступает в тру­бы, и, следовательно, величину энер­гии, которой располагает газ для подъема жидкости и преодоле­ния различных сопротивлений. Уменьшение относительного погружения колонны труб вслед­ствие па­де­ния пластового давления и снижения приведенного динамического уровня жид­кос­­ти ведет к уменьшению началь­ного давления газа, поступающего через баш­мак в подъемные трубы, и к ухудшению эффективности работы непрерывного газ­­лифта: уменьшаются дебит и рабочее давление, давление газа на устье, и силь­но растет удельный расход газа. В результате значи­тельно уменьшается коэф­фициент полезного действия, сильно увеличивается себестоимость до­бы­той нефти, и поэтому работа установки непрерывного газлифта становится не­вы­годной. Повысить эффективность работы установки можно умень­шением диаметра подъем­ных труб при работе непрерывным газ­лифтом или переходом на работу пе­риодическим газлифтом. Уменьшение диаметра подъемных труб обычно на прак­тике мало применяется в связи с отсутствием на нефтяных промыслах НКТ ма­лого диаметра (48 мм и менее). Наиболее практичен и эффек­тивен второй путь — переход на периодический газлифт. 110. Газлифтная установка ЛН, назначение и состав Газлифтная установка ЛН (рис. 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда — нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО2 до 1% и механических примесей до 0,1 г/л. Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования. Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД-ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки. Рис. 38. Газлифтная установка ЛН: 1 – фонтанная арматура; 2 – скважинная камера; 3 ‑ колонна насосно‑компрессорных труб; 4 – газлифтный клапан; 5 – пакер; 6 – приемный клапан; 7 – ниппель приемного клапана В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами. После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается. При обнажении первого клапана нагнетаемый газ поступает в подъемные трубы и выбрасывает столб жидкости выше клапана. Давление в подъемных трубах на глубине установки первого клапана уменьшается, и жидкость из затрубного пространства продолжает перетекать через нижние клапаны в подъемные трубы. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и обнажается второй клапан. Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй. Процесс продолжается до вступления в работу низшего рабочего клапана, когда газ поступает в подъемные трубы через рабочий клапан, а все вышерасположенные (пусковые) клапаны закрыты. Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан. Техническая характеристика Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146, 168 Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм 60, 73, 89 Рабочее давление, МПа (кгс/см2) 21 (210), 35 (350) Максимальная глубина спуска скважинного оборудования 2500, 5000 Температура рабочей среды, К 373 — 393 Угол отклонения ствола скважины от вертикальных, град 55 Габаритные размеры, мм длина 15135¸15285 диаметр 118¸145 Масса, кг 309¸496 Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 5000 м, температуру скважинной среды до 120°С и имеют массу от 185 до 585 кг. Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами. Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер — своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величину отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а при ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство. Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины. В других установках, например, при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ — 2,5¸4 мм. Дебит скважин — 1¸20 т/сут. В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.