Динамический уровень:
-самый малый – устье;
-самый большой – > 1000 метров.
Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров.
В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах
месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше
одного километра.
Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено
в таблице 1.4.
Таблица 1.4.
|0-200 |201-400 |401-800 |801-1000 |>1000 |всего |действ. |
| | | | | | |фонд. |
|193 |152 |389 |166 |115 |1015 |1115 |
|17,3% |13,6% |34,9% |14,9% |10,3% |91,0% |100% |
1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.
На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные
установки.
К неисправностям насосных установок можно отнести следующие
неисправности:
- реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является
прорыв резиновой диафрагмы;
- двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего
оснований, а также коррозии корпуса;
- насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро
изнашивается вал насоса.
Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен
в таблице 1.5.
Таблица 1.5.
|причины |НГДП |
|Нет подачи |200 |
|R - 0 |1020 |
|Клин |15 |
|Негерметичность НКТ |32 |
|прочие |48 |
|ВСЕГО |1315 |
Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:
Таблица 1.6.
|№ |Причины отказа |1996 г. |1995 г |
|1 |Мехповреждение кабеля |71 |69 |
|2 |Засорение мехпримесями |162 |118 |
|3 |Агрессивная среда |1 |7 |
|4 |Негерметичность НКТ |14 |7 |
|5 |Несоответствие кривизны |6 |27 |
|6 |Некачественное глушение |2 |2 |
|7 |Электроснабжение |3 |6 |
|8 |Нарушение э/колонны |1 |2 |
|9 |Некачественный монтаж |29 |65 |
|10 |Полет ЭЦН |7 |1 |
|11 |Комплектация несоотв. заявке |26 |18 |
|12 |Бесконтрольная эксплуатация |39 |35 |
|13 |ГТМ |17 |4 |
|14 |Причина не выявлена НГДП |59 |53 |
|15 |Прочие |91 |- |
|Итого по вине НГДП |528 |414 |
|16 |Брак ремонта кабеля |7 |12 |
|17 |Брак ремонта ПЭД |9 |8 |
|18 |Брак ремонта гидрозащиты |1 |4 |
|19 |Брак ремонта насоса |1 |- |
|20 |Скрытый дефект оборудования |31 |13 |
|21 |Причина не установлена ЭПУ |3 |1 |
|Итого по вине ЭПУ |52 |38 |
|НДП + ЭПУ | | |
|Спорные | | |
|Заводской брак |5 |14 |
|Итого отказов |585 |466 |
Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим
на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно
назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж,
а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное
эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным
фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к
увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период
и наработки на отказ имеют следующие значения:
Таблица 1.7.
|Эксплуат|Действ. |Отказы |Наработк|Кол-во |МРП |Средний|Обводне|
|. |фонд | |а |ремонтов| |дебет |нность |
|фонд | | |на отказ| | | | |
|199|199|199|199|199|199|199|199|199|199|19|19|199|199|199|199|
|5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |95|96|5 |6 |5 |6 |
|157|143|116|111|117|131|264|266|122|122|31|31|114|122|89,|90,|
|6 |1 |8 |5 |2 |5 | | |6 |4 |0 |0 |.5 |.6 |0 |4 |
1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»
В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных
установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась
тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году
аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом
1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения
фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам
между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%.
Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится
на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно – 44% и 38%. Все
остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая
группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной
причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций
насосов, 3 – по корпусу гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы
по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя
анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко
просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших
причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов
получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный
вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей
в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного
фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того
по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается
на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о
том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа
рабочих органов насоса.
Основными причинами аварий являются следующие факторы:
1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после
ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ
оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.
2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН,
которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж
зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.
3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения
нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк
подземного оборудования.
4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом
работы скважин.
5.«Спутник».
Предлагаемые меры по сокращению аварийности:
1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А
2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на
анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2
раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому
уровню.
2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером
НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.
3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для
спуска в скважину коррозийного фонда.
4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.
5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием,
более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.
6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию
причин полетов.
Подробное распределение отказов представлено в приложении 5.
2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА
2.1. Патентная проработка
1. М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №
21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».
Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в
конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания
сред, содержащих механические примеси.
Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а
также повышение степени очистки перекачиваемой среды.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке,
содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель,
установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой
смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше гидроэлеватора,
в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения
сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий, а
электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной
поверхности.
2.О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111,
№ 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».
Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при
эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.
Цель изобретения - упрощение технологии запуска.
Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска
центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного
в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к
выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание
положительной разности давлений на выходе и выходе насоса, раскрутку ротора
последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного
пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности
давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают
колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание
положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней
части колонны труб.
3. Ю.Г.Вагапов, А.А.Ланкин и др. Авторское свидетельство № 808698,
№ 8, 1981 г., с.4. «Погружной электроцентробежный агрегат».
Изобретение относится к насосостроению и может найти применение в
погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для
добычи нефти из скважин.
Цель изобретения – обеспечение возможности обратной прокачки жидкости
через насос и измерения давления на приеме насоса.
Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту,
закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз со
штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана, причем
груз имеет сквозное отверстие.
4. Л.А.Чернобай, А.М. Романов и др. Авторское свидетельство №
1028893, № 26, 1981 г., с 4. «Погружной центробежный насосный
агрегат».
Изобретение относится к гидромашиностроению, более конкретно к
конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей,
например обводненной нефти, из скважины.
Цель изобретения – повышение долговечности при использовании агрегата для
перекачивания обводненной нефти.
Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежным агрегате
излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми
камерами, сообщенными с отверстиями.
5. С.А. Войтко, А.А. Гунин и др. Авторское свидетельство № 1083696,
1981 г., с.3. «Скважинная насосная установка».
Изобретение относится к области гидромашиностроения и может быть
использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для
откачивания жидкости с механическими примесями из скважин.
Цель изобретения – в повышении надежности и уменьшения габаритов
установки.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке,
содержащей установленный на колонне подъемных труб насос, размещенный на
выходе последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально
открытым клапаном, и обводную трубу, нижний конец которой непосредственно
сообщен с выходом насоса, а верхний через обратный клапан – с полостью
колонны труб, обводная труба расположена внутри пескоотстойника, а
нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и имеет внутреннюю
полость, уплотненную относительно полости колонны труб и гидравлически
связанную с выходом.
2.2.Обоснование выбранного прототипа.
Большое значение имеют погружные центробежные насосы для нефтедобывающей
промышленности. Скважины, оборудованные установками погружных центробежных
электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных
глубинонасосными установками. Применение такого оборудования позволяет
вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года,
без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж
тяжелого оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от
обычного для промыслов спуска НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его
крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины очень
проста и занимает по нормам не более 2-3 часов.
Характерной особенностью погружных центробежных насоса является простота
обслуживания, экономичность, относительно большой межремонтный период их
работы.
Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса, двигателя
и гидрозащиты спущен на колонне НКТ в скважину. Насосный агрегат откачивает
пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель в сборе, обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю,
крепится к гидрозащите, насосу и колоне НКТ хомутами. Насос погружной,
центробежный, модульный, многоступенчатый, вертикального исполнения.
Базовой моделью для моего усовершенствования является УЭЦН 5 50-1300, так
как на основании проведенного анализа полетов УЭЦНМ в АО «Сургутнефтегаз»
видно, что влияние вибрации в модульных насоса ЭЦН приводит к обрыву болтов
во фланцевых соединениях, не только самого верхнего, но и ниже. На
основании этого предлагается конструкция противополетного устройства,
устанавливаемого на каждое фланцевое соединение насосного агрегата,
описанное далее.
2.3.Суть модернизации.
Страховочные муфты предназначены для предотвращения падения установок в
скважину при ее расчленении по фланцевому соединению.
Устанавливаются страховочные муфты между модуль-секциями насоса (кроме
соединения входной модуль – модель-секция) и между модуль-головкой и модуль
секцией. Если применяется противополетная головка.
Монтаж-демонтаж установок производится согласно «Инструкции по монтажу-
демонтажу на устье скважин погружных электроцентробежных насосов для добычи
нефти» со следующими дополнениями.
После соединения верхней и нижней секций, приподнять агрегат и установить
на фланцевом соединении страховочную муфту в следующей последовательности:
1.Вывинтить стягивающие винты из корпуса муфты для рассоединения двух
частей.
2.Установить обе части муфты на фланцевое соединение винтами вниз так,
чтобы срезанная плоскими часть муфты находилась под кабелем.
3.Соединить часть муфты винтами при помощи шестигранного ключа, и
расклинить винты со стороны разрезанной части, для предотвращения
самопроизвольного развинчивания.
Аналогично установить муфту при наличии многосекционного насоса между
всеми модулями.
Демонтаж муфты осуществить следующим образом:
1.Сжать плоскогубцами расклиненные концы винтов.
2.Вывинтить винты из корпуса страховочные муфты, разъединить части муфты
и снять их.
3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ
3.1.Расчет ступени ЭЦН
3.1.1.Расчет рабочего колеса.
При расчете ступени погружного центробежного насоса всегда известны
подача и напор насоса, скорость вращения вала и диаметр обсадной колонны
скважины для работы в которой предназначен насос. (1)
Подача, Q – 30 м\сут.
Напор, H – 1300 м.
Частота вращения вала, n – 3000 об\мин.
Внутренний диаметр корпуса насоса, d – 82 мм.
Внутренний диаметр корпуса ступени, d – 76,5 мм.
После того, как установлен внутренний диаметр ступени, можно приступать
непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и других
размеров.
Для этого необходимо выполнить следующее:
а) Определить наибольший внешний диаметр рабочего колеса D max
D2max=Dвн.–25,
(3.1.)
где, S – радиальный зазор между внутренней стеной корпуса ступени
D вн. и наибольшим диаметром рабочего колеса D max.
Этот зазор выбираем в пределах S=2-3 мм
б) Определим приведенную подачу рассчитываемой ступени:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10
