Назначение и принцип действия УЭВН.
БИЛЕТ № 22
В нашей стране прошли широкие промышленные испытания винтовые погружные насосы для эксплуатации скважин диаметрами 146 и 168 мм с подачей 40, 80, 100 м3/сут при напорах до 1000 м. В качестве привода в них используются погружные электродвигатели, подобные применяемым в центробежных установках.
Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и.резино-металлические обоймы, внутренняя часть которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза больше, чем шаг винта. Винты соединяются эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта поступает вдоль него к полости нагнетания.
Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами, имеющими правое и левое направление спирали винта, благодаря чему во время работы они взаимно гидравлически разрушаются и тем самым опорный подшипник и пята предохраняются от больших осевых нагрузок, Поскольку по данной схеме рабочие органы насоса работают параллельно, то при тех же диаметральных габаритах насоса получаем удвоенную подачу. Положительные качества винтового насоса — улучшение его характеристик с увеличением вязкости нефти, малая чувствительность к присутствию свободного газа и возможность подачи жидкости с увеличенным содержанием механических примесей.
|
|
насос
Штанговые насосы предназначены для откачивания жидкости с температурой не более 130*С, и обводненностью до 99%, разделяются на две основные группы: вставные (типа НВ) и невставные (НН)
Вставные насосы по принципу действия не отличаются от не вставных. Отличием является их монтаж в скважине. Насос фиксируется на заданной глубине в замковой опоре, устанавливаемой заранее в НКТ перед их спуском в скважину. Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря, устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником. Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу -- к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в НКТ, ниппель, разжимая пружины якоря, обхватывается ими, надежно фиксируя насос.
Выпускаются вставные насосы (НСВ) диаметром 28, 32, 38, 43, 55, 68 мм и с длиной до 10 метров, массой до 252 кг. Длина хода плунжера от 0,6 до 6 метров. Они предназначены для эксплуатации скважины глубиной до 2500 метров.
Невставные насосы (НСН) имеют цельнонатянутый цилиндр и полый плунжер с гладкой поверхностью, с винтовыми и кольцевыми канавками или углублениями на поверхности. Кроме металлических используют манжетные и гуммированные плунжеры.
|
|
Техническая характеристика насосов типа НСН:
--- внутренний диаметр цилиндра – 28, 32, 38, 43, 55, 68, 82, 93 мм
--- ход плунжера -- от 600 мм до 6000 мм.
--- производительность при числе ходов 10 в минуту -- 5,5 ------- 585 кубометров в сутки.
--- предельная глубина спуска -- 650 -- 1500м.
--- габаритные размеры: -- Диаметр наружный = от 56 до 133 мм
-- Длина = 2785 ------ 8495 мм
-- Масса = 23,5 ------ 406 кг.
3. Назначение и состав технологической схемы ГЗУ "Спутник"".
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»
Параметры | А–16–14-400 | А-40–14-400 | А–25–14-1500 |
Число подключаемых скважин | |||
Рабочее давление, МПа | 1,6 | 4,0 | 2,5 |
Пропускная способность, м. куб/сут | 10 000 | ||
Пределы измерения, м.куб/сут | 10 -- 400 | 10 -- 400 | 10 -- 1500 |
Погрешность измерения, % | +_2,5 | +_2,5 | +_2,5 |
Параметры измеряемой жидкости: | |||
-- вязкость нефти при 20*, м.кв/с | |||
-- содержание воды, %, не более | |||
-- содержание парафина,%, не более | |||
-- содержание серы, % | 3,5 | 3,5 | 3,5 |
-- плотность | |||
Параметры источника электроэнергии: | |||
Напряжение, В | |||
Частота, Гц | |||
Потребляемая мощность, кВ. А | |||
Исполнение приборов и устройств | Взрывозащ. | Взрывозащ. | Взрывозащ. |
Замерно переключающей установки | В2Т3-ВЗГ | В2Т3-ВЗГ | В2Т3-ВЗГ |
Класс помещений установки: | |||
Замерно переключающей | В.1а | В.1а | В.1а |
Блока управления | нормальное | нормальное | нормальное |
Габаритные размеры, мм: | |||
--замерно переключающего блока | |||
длина | |||
ширина | |||
высота | |||
-- блока управления: | |||
длина | |||
ширина | |||
высота | |||
Масса, кг: | |||
--замерно переключающего блока | 10 000 | ||
-- блока управления: | |||
Срок службы, лет | |||
Категория взрывоопасной смеси | |||
Группа взрывоопасной смеси | Т2 | Т2 | Т2 |
Основные элементы установок типа «Спутник А»
|
|
наименование | Шифр, тип | Число элементов, шт | ||
А-16-14-400 | А-40-14-400 | А-25-14-1500 | ||
Многоходовой переключатель скважин | ПСМ-14-40 | - | ||
ПСМ-25-10 | - | - | - | |
ПСМ-25-140 | - | - | ||
Клапан поршневой | КПР1-80-40 | - | - | |
КПР1-100-40 | - | - | ||
КПР1 80-25 | - | - | ||
КПР1-100-25 | - | |||
КПР1-150-25 | - | |||
КПР1-200-25 | - | - | ||
Счетчик нефти турбинный | ТОР1 -50 | |||
ТОР1 -80 | - | - | ||
Замерный сепаратор с пневматическим регулятором уровня | - | |||
Гидравлический привод переключателя и отсекателя | ГП - 1 | |||
Вентилятор | Ц13 – 50 | |||
Электроконтактный манометр | ВЭ -16РБ | |||
Блок управления и индикации | - | |||
Блок питания | - |
|
|