Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

174 175

Сведения об основных параметрах погружных электроцент-

робежных насосов приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Основные параметры ЭЦН

Установка

Пода

-ча,

/су

Напор

, м

Мощ-

ность,

кВт

К.п.д

Длина, мм Масса, кг

насос-

ного

агрегат

насоса

насос-

ного

агрега

т а

насоса

1 2 3 4 5 6 7 8 9

ЭЦНМ5-5О-13ОО 50 1360 23 23,5 5522 8252 626 280

ЭЦНМК5-50-13О0 1360 23 33,5 5522 8252 633 287

ЭЦНМ5-50-1700 1725 28,8 34 17887 10617 705 359

ЭЦНМК5-50-1700 1725 28,8 34 17887 10617 715 369

ЭЦНМ5-80-1200 80 1235 26,7 42 16232 8 252 602 256

ЭЦНМК5-80-1200 1235 20,7 42 16232 8 252 610 264

ЭЦНМ5-80-1400 1425 30,4 42,5 18227 9252 684 290

ЭЦНМК5-80-1400 1425 30,4 42,5 18227 9252 690 296

ЭЦНМ5-80-1550 1575 33,1 42,5 19592 10617 720 326

ЭЦНМК5-80-1550 1575 33,1 42,5 19592 10617 745 333

ЭЦНМ5-8О-18ОО 1800 38,4 42,5 20227 11 252 750 356

ЭЦНМК5-80-18ОО 1800 38,4 42,5 20227 11252 756 562

ЭЦНМ5-125-1000 125 1025 29,1 50 15522 8252 628 282

ЭЦНМК5-125-1000 1025 29,1 50 15522 8252 638 292

ЭЦНМ5-125-1200 125 1175 34,7 48 17217 9252 709 315

ЭЦНМК5-125-1200 1175 34,7 48 17217 9252 721 327

ЭЦНМ5-125-1300 1290 38,1 48 18582 10617 755 361

ЭЦНМК5-125-1300 1290 38,1 48 18582 10С17 767 373

ЭЦНМ5-125-1800 1770 51,7 48,5 24537 13617 1103 463

ЭЦНМК5-125-1800 1770 51,7 48,5 |24537 13617 1122 482

ЭЦНМ5-200-800 200 810 46 40 18582 10617 684 290

ЭЦНМК5-200-950 940 50,8 42 24887 12617 990 350

ЭЦНМ5-200-1000 1010 54,5 42 30277 17982 1199 470

ЭЦНМК5-200-1400 1410 76,2 42 19482 10617 976 416

ЭЦНМ5А-160-1450 160 1440 51,3 51 19482 10617 990 430

ЭЦНМК5А-160-1450 1440 51,3 51 20117 11 252 997 437

ЭЦНМ5А-160-1550 1580 56,2 51 20117 11 252 1113 453

ЭЦНМК5А-16О-155О 1580 56,2 51 24272 12617 1262 492

ЭЦНМ5А-100-1750 1750 62,3 51 24272 12617 1278 508

Продолжение табл. 7.3

2 3 4 5 6 7 8 9

ЭЦНМ5А-250-1000 250 1000 55,1 51,5 20117 11 252 992 432

ЭЦНМК5А-250-1000 1000 55,1 51,5 20117 11 252 1023 463

ЭЦНМ5А-250-Н00 1090 60,1 51,5 21482 12617 1044 484

ЭЦНМК5А-250-1100 1090 60,1 51,5 21482 12617 1079 518

ЭЦНМ5А-250-1400 1385 76,3 51,5 27637 15982 1385 615

ЭЦНМК5А-250-1400 1385 76,3 51,5 27637 15982 1482 658

ЭЦНМ5А-250-1700 1685 92,8 51,5 30637 18982 1498 728

ЭЦНМК5А-250-1700 1685 92,8 51,5 30637 18982 1551 783

ЭЦНМ5А-400-950 400 965 84,2 52 27637 15982 1375 605

ЭЦНМК5А-400-950 965 84,2 52 27637 15982 1420 650

ЭЦНМ5А-400-1250 1255 113,9 50 35457 19982 1819 755

ЭЦНМК5А-400-1250 1255 113,9

35457 19982 1887 813

ЭЦНМ5А-500-800 500 815 100,5 46 30092 14617 1684 650

ЭЦНМ5А-500-800 815 100,5 46 30092 14 617 1705 641

ЭЦНМ5А-5ОО-1ООО 1000 123,3 46 33457 17982 1827 763

ЭЦНМК5А-500-1000 500 1000 123,3 46 33457 17982 1853 789

ЭЦНМ6-250-1400 |250 1470 78,7 53 18747 9252 1143 446

ЭЦНМК6-250-1400 1470 78,7 53 18747 9252 1157 460

ЭЦНМ6-250-1600 1635 87,5 53 20112 10617 1209 512

ЭЦНМК6-250-1600 1635 87,5 53 20112 10617 1225 528

ЭЩ1М6-500-1150 500 1150 127,9 51 28182 14 617 1894 764

ЭЦНМК6-500-1150 1150 127,9 51 28182 14617 1910 783

ЭЦНМ6-800-1000 800 970 172,7 51 31547 17982 2015 688

ЭЦНМК6-800-1000 970 172,7 51 31547 179И2 2049 922

ЭЦНМ6-1000-900 1000 900 202,2 50,5 39227 21 982 2541 1074

ЭЦНМК6-1000-900 900 202,2 50,5 39227 21982 2573 1106

Марка погружного электроцентробежного насоса содержит

всю основную информацию о нем. Например, условное обозначение

ЭЦНМ5-125-1200 означает: Э - привод от погружного электродвигателя

Ц,- центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 -

подача, м

/сут; 1200 - напор, м (округленно). Для насосов

коррозионностойкого исполнения перед цифрой 5 добавляется буква «К».

При откачке электроцентробежными насосами пластовой

жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напо-

ра, подачи" и кпд, а возможен и полный срыв работы насоса. Поэтому,

если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превы-

176

177

шает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают

газосепаратор.

Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в

котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабо-

чие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь закачивается с

помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под дей-

ствием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается

к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные от-

верстия отводится в затрубное пространство, а жидкость -

поступает по пазам переводника на прием насоса.

Применение газосепараторов позволяет откачивать центро-

бежными насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55

В стволе скважин, эксплуатируемых погружными винтовы-

ми насосами, находится винтовой насос с погружным

электродвигателем. Сведения об установках погружных винтовых

электронасосов приведены в табл. 7.4.

По типоразмеру установки можно определить ее основные

Таблица 7.4

параметры. Так, обозначение УЭВН5-16-1200 означает: У - установка; Э -

привод от погружного электродвигателя; Н - насос; 5 - группа насоса для

колонны обсадных труб диаметром 146 мм; 16 - подача, м

/сут; 1200 -

напор, м.

Установки УЭВН5 используются для откачки жидкостей с тем-

пературой до 70°С, вязкостью до 1000 мм

/с, с содержанием мехпримесей

не более 0,8 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 50 %.

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для

герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины,

а также для проведения технологических операций, ремонтных и ис-

следовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа

эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном спо-

собах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых

деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная

головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь

из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная

головка предназначена для соединения верхних концов обсадных

колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации

межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов

фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между

эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для

проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и

ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой

крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской.

Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство

воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы

гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление

(манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка

монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная

елка предназначена для управления потоком продукции

скважины и регулирования его параметров, а также для установки

манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и

подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола

и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе

устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближай-

шую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная,

179

178

центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы»

для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для

регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром

19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и

тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к

которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть ра-

бочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола

тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым при-

соединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и

нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» свя-

зано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в

скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При аб -

разивном разрушении верхнего тройника скважина может быть

переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается зад-

вижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний

тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт кресто -

вой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая

арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7,14,21, 35,

70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кра-

нами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по

которому продукция скважины поступает на групповую замерную

установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтан-

ной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух

практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из

которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жид-

кости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в

земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы со-

бираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы,

очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

Оборудование устья штанговой насосной скважины включа-

ет (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней

насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчи-

вают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также

для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную

подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Мес-

то выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью

сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

180 181

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для

сброса

продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 -

крестовина;

6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое соединение;

ГЗУ - групповая замерная установка

-10

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройниковая:

1 — крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная

катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 -

буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка; 12

- задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка

182

183

Рис. 7.25. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом:

1 - колонный фланец; 2 — планшайба; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - верхняя муфта; 5 - тройник; 6 — сальник; 7 - устьевой шток; 8 - крышка

15 16

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;

4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;

8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;

11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;

14 - противовес;! 5 - траверса^! 6 - тормоз .