Билет № 11 Характеристика групповых замерных установок типа «Спутник»

1. Групповые замерные установки; устройство, принцип действия.

Поднятая из скважины газожидкостная смесь, за счет пластовой энергии или установленных скважинных насосов доставляется на групповые замерные установки, которые объединяют до 14 скважин, и в зависимости от комплектации, позволяют осуществлять следующие операции:

-- замерять дебит скважины;

-- определять количество воды в жидкости;

-- отделять газ от жидкости и замерять его объем;

-- передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарно, количество добытой жидкости в целом по ГЗУ на диспетчерский пункт промысла.

В качестве групповых замерных установок применяются Спутники типов А-16, А – 40,

АМ -40, Б -40, рассчитанные на давление 1,6 и 4 МПа.

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков – замерно- переключающего и щитового. Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50*С и относительной влажности воздуха до 80%.

В Спутнике поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ – 1М.

Продукция скважин по выкидным линиям, последовательно проходя через обратный клапан и задвижку, поступает в переключатель скважин типа ПСМ -1М, после которого по общему коллектору через поршневой отсекающий клапан КПР -1 направляется в сборный коллектор системы сбора.

В переключателе ПСМ продукция одной из скважин через замерный отвод с поршневым отсекающим клапаном направляется в двухемкостной замерный гидроциклонный сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости. Газ по патрубку проходит через заслонку регулятора уровня и по трубопроводу поступает в общий сборный коллектор, где смешивается с замеренной жидкостью и с общим потоком продукции остальных скважин.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня действует на заслонку на газовой линии, перекрывая ее. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик ТОР -1. при достижении жидкостью нижнего уровня поплавок открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Регулятор уровня в гидроциклонном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что позволяет проводить измерение количества продукции скважин с малыми погрешностями и в широком диапазоне измерения дебитов. Во время слива жидкость проходит через счетчик ТОР -1 и направляется в общий коллектор.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе повышается давление. Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Характеристика групповых замерных установок типа «Спутник»

Основные элементы установок типа «Спутник А»

2. Погружные центробежные насосы; конструкция, основные параметры.

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали применяться гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120—140 т/сут, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми на­сосными установками, всего 15 т/сут. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — более 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2—3 лет без подъема.

УСТАНОВКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор ), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатораи станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Ток питания подводится через брони­рованный кабель, который спускается в скважину парал­лельно насосно-компрессорным трубам (НКТ) и крепится к ним хомутиками. Конец кабеля плоский. Кабель имеет кабельную муфту для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки. Питание электродвигателя осуществляется от промысловой сети, напряжение которой регулируется авто­трансформатором.Управление и контроль за работой насоса проводят с помощью станции управления.

Длина электродвигателя в зависимости от мощ­ности может достигать 10 м. Статор двигателя состоит из магнитныхи немагнитныхпакетов, собранных в общем кор­пусе. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выполнена из масло- и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит из отдельных секций, собранных на валу. Между роторными секциями установлены промежуточные опорные подшипники ка­чения или скольжения. Скорость вращения ротора ПЭД со­ставляет около 3000 об/мин.

Для серийных центробежных насосных установок выпускают двигатели мощностью от 10 до 125 кВт. Наружные диаметры корпусов равны 103, 117 и 123 мм. В настоящее время выпу­скаются погружные электродвигатели в термостойком испол­нении для эксплуатации установок при температурах до 95°С.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колесасобраны на валу(на шпонке) скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратахкак на подпят­никах. Для уменьшения трения в расточку нижнего диска ко­леса запрессованы текстолитовые шайбы 6. Вал поддержива­ется подшипниками: верхним — скольженияи нижним радиально-упорным. Число рабочих колец и направляющих ап­паратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. При большом числе ступеней их размещают в двух, а иногда и в трех корпусах, соединенных в секции одного насоса. В сое­динительном патрубке верхней части насоса устанавливают обратный шариковый клапан, который необходим для заполне­ния НКТ жидкостью перед пуском насосного агрегата в экс­плуатацию и удержания жидкости в них при вынужденных остановках работы скважины. Над обратным клапаном в конце НКТ имеется сливной патрубок, используемый для спуска жидкости при подъеме насосного агрегата на поверхность.

В зависимости от условий эксплуатации используют также насосы в износоустойчивом исполнении, которые применяют в обводненных скважинах со значительным содержанием песка (до 1 %). Рабочие колеса этих насосов изготовляют из полиа­мидной смолы, а в корпусе насоса устанавливают промежуточ­ные резино-металлические подшипники.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.

Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами. Наружные диаметры корпуса насоса и протектора соответственно равны 92 и 114 мм.

Устье скважины оборудуют устьевым оборудованием ОУЭН. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специ­альной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отвер­стие для кабеля.Крестовинанавинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и ре­зиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной ли­нией, на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследова­ния. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве заме­ряются манометрами.