Для чего нужен протектор в уэцн
СИСТЕМА ГИДРАЗАЩИТЫ УЭЦН
Под гидрозащитой понимают комплекс устройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.
Ранее для этих целей УЭЦН снабжались протекторами, устанавливаемыми между ЭЦН и ПЭД. Сейчас промышленность выпускает новый тип гидрозащиты, состоящий из двух узлов – компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) – тип Г.
1-промежуточный подшипник; 2-корпус статора; 3-обмотка статора; 4-выводные концы обмотки статора; 5-штепсельная муфта; 6-плоский кабель; 7-опорная пята; 8-вал; 9-отстойник; 10-ротор двигателя; 11-статор; 12-вал; 13-отверстие внутри вала для циркуляции масла; 14- масляный фильтр; 15-обратный клапан для заполнения двигателя маслом.
Рисунок 93-Погружной электродвигатель
Компенсатор служит для передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД (см. рисунок 94 ).
Протектор выполняет функцию защитной камеры (2 узла торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом (см. рисунок ).
Принцип действия гидрозащиты «Г» состоит в следующем. После включения ПЭД в работу происходит нагрев масла в полости ПЭД, его расширение и переток в полость компенсатора и протектора. Диафрагма последнего расходится, выдавливая находящиеся за ней в полости «А» жидкое масло к торцовым уплотнениям. Наличие 2-х торцовых уплотнений повышает надежность изоляции ПЭД от попадания пластовой жидкости. Подшипники шариковые в насосе упразднены и заменены осевой опорой – пятой, перенесенной в протектор.
Роль свинцового- графитового сальника (он убран из насоса ) выполняет верхнее торцовое уплотнение, а в насосе оставлен небольшой сальник, предотвращающий утечки жидкости из насоса и попадание механических примесей на торцевое уплотнение.
Осевая опора воспринимает осевые усилия вала насоса после сработки элементов пяты насоса.
Разница давлений под верхним уплотнением и над ним составляет 0,02-0,05 МПа (0,2-0,5 кГс/м 3 ), образуемая разностью плотностей жидкости в затрубном пространстве (нефть+вода) и трансформаторного масла в система ПЭД. Объем масла в системе составляет 4,5 л.
После сработки масла в камере «А» через клапан 7 начнет поступать пластовая жидкость и происходит её гравитационное разделение: нефть вверху, вода внизу. Вследствие этого, некоторое время нефть блокирует торцовое уплотнение и даже при утечке в полость ПЭД не вызывает его остановку. ПЭД может работать на нефти, хотя диэлектрические свойства её ниже, чем трансформаторного масла и составляет 10-15 кВ. И только после полного замещения нефти пластовой водой возможно попадание её в полость ПЭД через торцовое уплотнение 4. Гидрозащитой «Г» в настоящее время оснащаются все УЭЦН.
1-головка компенсатора; 2-перепускной клапан; 3-диафрагма; 4-защитный кожух
Опыт эксплуатации гидрозащиты показал недостаточную стойкость резины против воздействия пластовой жидкости и потерю эластичности.
Гидрозащита имеет шифр, например: 1Г 51.
Здесь: 1 – номер модификации; Г – гидрозащита; 5 – диаметр обсадной колонны, дюйм; 1 – номер разработки
1-вал; 2-верхнее торцовое уплотнение; 4-нижнее торцовое уплотнение; 5- диафрагма; 6-корпус; 7-обратный клапан.
Рисунок 95-Гидрозащита конструкции «Г»
КАБЕЛЬ
Установки погружных центробежных насосов комплектуются бронированными трехжильными кабелями круглого и прямоугольного сечения. В настоящее время выпускаются кабели, имеющие прямоугольное сечение по всей длине. Это улучшает условия эксплуатации УЭЦН в скважине.
Кабель КПБК состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой, подушки и брони.
1-медная жила; 2-резиновая изоляция; 3-наиритовая защитная оболочка; 4-двухслойная оплетка из лакоткани; 5-хлопчатобумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; 6-профилированная стальная гибкая оцинкованная лента
Рисунок 96-Конструкция кабеля КРБК
Кабель КПБП состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, общей шланговой оболочки из полиэтилена высокой плотности, подушки и брони.
2. газовый фактор – 180 м 3 /т;
3. температура воздуха – 60 +45 
пластовой жидкости +90 .
Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 7196 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
СИСТЕМА ГИДРАЗАЩИТЫ УЭЦН
Под гидрозащитой понимают комплекс устройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.
Ранее для этих целей УЭЦН снабжались протекторами, устанавливаемыми между ЭЦН и ПЭД. Сейчас промышленность выпускает новый тип гидрозащиты, состоящий из двух узлов – компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) – тип Г.
1-промежуточный подшипник; 2-корпус статора; 3-обмотка статора; 4-выводные концы обмотки статора; 5-штепсельная муфта; 6-плоский кабель; 7-опорная пята; 8-вал; 9-отстойник; 10-ротор двигателя; 11-статор; 12-вал; 13-отверстие внутри вала для циркуляции масла; 14- масляный фильтр; 15-обратный клапан для заполнения двигателя маслом.
Рисунок 93-Погружной электродвигатель
Компенсатор служит для передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД (см. рисунок 94 ).
Протектор выполняет функцию защитной камеры (2 узла торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом (см. рисунок ).
Принцип действия гидрозащиты «Г» состоит в следующем. После включения ПЭД в работу происходит нагрев масла в полости ПЭД, его расширение и переток в полость компенсатора и протектора. Диафрагма последнего расходится, выдавливая находящиеся за ней в полости «А» жидкое масло к торцовым уплотнениям. Наличие 2-х торцовых уплотнений повышает надежность изоляции ПЭД от попадания пластовой жидкости. Подшипники шариковые в насосе упразднены и заменены осевой опорой – пятой, перенесенной в протектор.
Роль свинцового- графитового сальника (он убран из насоса ) выполняет верхнее торцовое уплотнение, а в насосе оставлен небольшой сальник, предотвращающий утечки жидкости из насоса и попадание механических примесей на торцевое уплотнение.
Осевая опора воспринимает осевые усилия вала насоса после сработки элементов пяты насоса.
Разница давлений под верхним уплотнением и над ним составляет 0,02-0,05 МПа (0,2-0,5 кГс/м 3 ), образуемая разностью плотностей жидкости в затрубном пространстве (нефть+вода) и трансформаторного масла в система ПЭД. Объем масла в системе составляет 4,5 л.
После сработки масла в камере «А» через клапан 7 начнет поступать пластовая жидкость и происходит её гравитационное разделение: нефть вверху, вода внизу. Вследствие этого, некоторое время нефть блокирует торцовое уплотнение и даже при утечке в полость ПЭД не вызывает его остановку. ПЭД может работать на нефти, хотя диэлектрические свойства её ниже, чем трансформаторного масла и составляет 10-15 кВ. И только после полного замещения нефти пластовой водой возможно попадание её в полость ПЭД через торцовое уплотнение 4. Гидрозащитой «Г» в настоящее время оснащаются все УЭЦН.
1-головка компенсатора; 2-перепускной клапан; 3-диафрагма; 4-защитный кожух
Опыт эксплуатации гидрозащиты показал недостаточную стойкость резины против воздействия пластовой жидкости и потерю эластичности.
Гидрозащита имеет шифр, например: 1Г 51.
Здесь: 1 – номер модификации; Г – гидрозащита; 5 – диаметр обсадной колонны, дюйм; 1 – номер разработки
1-вал; 2-верхнее торцовое уплотнение; 4-нижнее торцовое уплотнение; 5- диафрагма; 6-корпус; 7-обратный клапан.
Рисунок 95-Гидрозащита конструкции «Г»
КАБЕЛЬ
Установки погружных центробежных насосов комплектуются бронированными трехжильными кабелями круглого и прямоугольного сечения. В настоящее время выпускаются кабели, имеющие прямоугольное сечение по всей длине. Это улучшает условия эксплуатации УЭЦН в скважине.
Кабель КПБК состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой, подушки и брони.
1-медная жила; 2-резиновая изоляция; 3-наиритовая защитная оболочка; 4-двухслойная оплетка из лакоткани; 5-хлопчатобумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; 6-профилированная стальная гибкая оцинкованная лента
Рисунок 96-Конструкция кабеля КРБК
Кабель КПБП состоит из медных одно- или многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, общей шланговой оболочки из полиэтилена высокой плотности, подушки и брони.
2. газовый фактор – 180 м 3 /т;
3. температура воздуха – 60 +45 
пластовой жидкости +90 .
Дата добавления: 2015-04-15 ; просмотров: 7430 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Конструкция и технические характеристики модулей УЭЦН
Конструкция и технические характеристики модулей УЭЦН
Рисунок 1 Установка центробежного насоса
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из:
Компенсатор входит в состав гидроэащиты, предназначенной для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках. Компенсатор имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя.
Компенсатор устанавливается в нижней части погружного электродвигателя.
2 Погружной электродвигатель ПЭД
Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса и состоит из ротора, статора, головки, основания и узла токоввода.
Внутренняя полость двигателя заполнена маслом. Фильтр для очистки масла расположен в нижней части двигателя.
Погружной электродвигатель комплектуется гидрозащитой (протектор, компенсатор) для предотвращения проникновения пластовой жидкости в двигатель и утечки масла из двигателя.
Для эффективного охлаждения двигателя необходимо постоянное наличие потока жидкости в кольцевом пространстве между его корпусом и внутренними стенками эксплуатационной колонны.
Погружные электродвигатели выпускаются различной мощности и поперечного габарита, что позволяет выбрать оптимальный двигатель для привода конкретного насоса.
3 протектор
Протектор входит в состав гидрозащиты, предназначенной для защиты погружных мэслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.
Протектор имеет две упругие диафрагмы (верхнюю и нижнюю), за счет деформации которых компенсируются изменения объема масла в электродвигателе.
Протектор устанавливается в верхней части погружного электродвигатепя между двигателем и газосепаратором (ипи приемным модулем насоса в случае отсутствия газосепаратора).
Центробежный газосепаратор
При работе газосепараюра происходит разделение потока на жидкую и газовую фазу в сепарационных барабанах под действием центробежной силы. При этом отсепарированный газ направляется в затрубное пространство, а дегазированная жидкость подается на прием насоса.
Использование эффективного газосепарзтора позволяет устойчиво эксплуатировать установки ПЭЦН в скважинах, где обьемное содержание свободного газа на входе в насос существенно превышает 30%.
В скважинах, где входное объемное газосодержание менее 30% (например, в высокообводненных скважинах) вредного влияния газа на работу насоса не отмечается и в использовании газосепаратора нет необходимости.
Газосепаратор устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН.
Многосекционный многоступенчатый электроцентробежный насос
Каждая секция включает в себя большое (до 100 и более) число ступеней. Рабочая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата (см. рисунок) и рассчитана на определенную подачу.
Требуемый напор насоса получают комбинированием необходимого числа ступеней. При работе насоса давление в нем плавно возрастает по его длине.
В случае отсутствия в компоновке погружного оборудования газосепаратора насос комплектуют входным модулем. При использовании газосепаратора во входном модуле нет необходимости.
В зависимости от поперечного габарита насосы изготавливаются трех групп: 5. 5А и 6 (123.7; 130 и 148.3мм соответственно). Наиболее распространены насосы групп 5 и 5А.
При откачке жидкости с большим (>30%) содержание» свободного газа эффективность работы насоса резко понижается, что может привести к срыву (прекращению подачи установки.
Обратный клапан
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного] вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для олрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2. на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.
Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6
Сливной клапан
Сливном клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.
Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в за трубное пространство.
Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.
На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4 и 5.
Кабельная пиния предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.
Соединение основного кабеля с удлинигелем производится неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки также могут быть соединены участки основного кабеля для получения необходимой длины.
Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабеля к ПЭД.
В зависимости от температуры и агрессивности откачиваемой среды выпускаются кабели с различной степенью изоляции. Современные кабели способны работать при температуре до 200 °С и напряжении до 4000 В.
Станция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.
Современные станции управления могут быть оборудованы тиристорными преобразователями для бесступенчатого регулирования частоты вращения вала насоса, что позволяет плавно регулировать подачу и напор установки, обеспечивать мягкий (без рывков) пуск двигателя после отключения.
Станция управления обеспечивает контроль, индикацию и запись основных рабочих параметров установки, отключение электродвигателя при перегрузке/недогрузке, понижении сопротивления изоляции и др.
Трансформатор
Трансформатор предназначен для питания погружных электродвигателей от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В.
Трансформаторы выпускаются маслонаполненные и сухие (без охлаждающего масла) номинальной мощностью от 40 до 400 кВА.
Шифры установок следующие: первая буква «У» обозначает
установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации, «Э» — с приводом от электродвигателя, «Ц» — центробежный насос, «Н» — нефтяной. Следующая цифра и буква«А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, — номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной подаче.
Условные габаритные группы
установок следующие:
· группа 5 — для эксплуатации
скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны
не менее 127,7 мм;
· группа 5А — не менее 130 мм;
· группа 6 — не менее 144,3 мм;
· группа 6А — не менее 148,3 мм.
В обозначениях установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква И, а с насосами повышенной коррозионной стойкости — буква К.
Для чего нужен протектор в уэцн
В условиях разработки месторождений Западной Сибири в процессе эксплуатации скважин с разной степенью интенсивности проявляются разные виды осложнений. В большей степени на работу скважин, оборудованных ЭЦН, влияют вынос мехпримесей, солеотложения, выпадение асфальто-смолистых-парафиновых осложнений (АСПО), но в последнее время больше проявляется коррозия внутрискважинного оборудования. Проблема борьбы с коррозией особенно актуальна в связи с высокой обводненностью, коррозивностью пластовых жидкостей, обусловленной минерализацией технологических сред и наличием кислых примесей (H2S, CO2). Кроме того, на процесс коррозии влияет длительная эксплуатация скважин, трубопроводов, соответственно, это вызывает износ оборудования и дальнейший рост частоты нарушений [1, 2]. Среди коррозионных повреждений внутрискважинного оборудования на Самотлорском, Ван-Еганском, Хохряковском, Ершовском месторождениях встречаются чаще локальная коррозия внутренней и внешней поверхности НКТ, наружной поверхности УЭЦН, рабочих органов ЭЦН, металлической оболочки кабеля, обсадной колонны. Примеры коррозионного разрушения НКТ приведены
на рисунке 1.
Рис. 1. Примеры коррозионного разрушения НКТ
При эксплуатации скважин с УЭЦН на этих месторождениях значимость коррозии в отказах растет. Почти 80% ущерба от коррозии подземного оборудования приходится на списание НКТ, на втором месте идут убытки от отказов УЭЦН, непосредственно от сквозной коррозии ПЭД и ЭЦН. Далее следуют убытки от списания кабеля.
Применяется множество методов и технологий по защите наземного и подземного оборудования от коррозии, включая протекторную защиту. Исследователями разработаны разные технологии протекторной защиты от коррозии и разные типы по назначению в зависимости от составляющих сплавов. Для комплексной защиты УЭЦН часто применяют алюминиево-магниевые протекторы. Обычно при эксплуатации основными местами локализации коррозионных повреждений подземного оборудования УЭЦН становятся в первую очередь корпуса ПЭД, протекторы, менее газосепараторы и корпуса ЭЦН. Это объясняется тем, что ПЭД и гидрозащита интенсивно омываются пластовой жидкостью – электролитом, тогда как ее движение в области ЭЦН и газосепаратора отличается меньшей активностью. Протекторная защита поляризует сталь до безопасного потенциала за счет самоокисления («растворения») и в конечном итоге снижает активность коррозии основного насосного оборудования.
Физико-химический процесс протекторной защиты объясняется тем, что в действующих эксплуатационных скважинах протекают процессы электрохимической коррозии, скорость которой зависит от электродного потенциала металла. Два металла, находящихся в контакте друг с другом и имеющих разные потенциалы, образуют в электролите (водонефтяной смеси) микрогальванические пары. При этом изменяется скорость коррозии, которая имела место до появления контакта между ними. Металлы с положительными потенциалами растворяются с меньшими скоростями, так как играют роль катодов. Металлы с отрицательными потенциалами становятся в этих системах анодами и начинают разрушаться с большими скоростями. В итоге процесс защиты основан на превращении анодной зоны ПЭД в катодную посредством установки в хвостовике ПЭД протектора, выполненного из сплавов цветных металлов, который становится анодом и отвлекает на себя процесс электрохимической коррозии. Размещение протекторной защиты, основанной на применении алюминиево-магниевых протекторов для УЭЦН, показано на рисунке 2.
Рис. 2. Схема размещения протекторной защиты для УЭЦН
Конструктивно погружной протектор представляет собой трубу из алюминиевого сплава с добавлением магния и цинка, марки АК5М2, Ац5М5 (ГОСТ 1583-93), внутри которого находится сердечник (Ст-3) с резьбой. Протектор за счет ребер, дополнительно, является центратором, предотвращающим механические повреждения УЭЦН при спуске в скважину (рис. 3).
Также для защиты от электрохимической коррозии стальных конструкций (ПЭД УЭЦН) применяются погружные протекторы, изготавливаемые из марки сплава Ак5M2 (ГОСТ 1583-93). Процесс защиты основан на превращении анодной зоны ПЭД в катодную посредством установки в хвостовике ПЭД протектора, выполненного из сплавов цветных металлов, при этом анодом становится погружной протектор, который отвлекает на себя процесс электрохимической коррозии. Конструктивно погружной протектор представляет собой трубу (тело протектора) из сплава марки АК5М2, внутри которой находится сердечник (Ст-3) с резьбой. Протекторы выпускаются двух видов: длиной 1 м и 2,5 м (рис. 4).
Рис. 3. Протекторная защита марки сплава Ац5М5 до и после испытаний
Рис. 4. Погружной протектор из сплава марки Ак5M2
Для обеспечения оптимального подбора протектора требуется достоверная информация об электрохимических характеристиках защищаемого металла, свойствах среды, покрытия, форме и размерах защищаемого оборудования, температуре и скорости потока [2, 6].
Для защиты от коррозии насосно-компресорных труб (НКТ) применяются протекторы типа ВПК 60, ВПК 73, ВПК 89. Принцип защиты НКТ заключается в следующем: по всей ее длине устанавливают анодные элементы из материала, имеющего более высокий электрохимический потенциал по отношению к материалу колонны НКТ, которые отвлекают на себя процесс коррозии. Протекторы данной конструкции устанавливаются в зоне муфтовых соединений НКТ при спуске колонны, расстояние между ними должно составлять 8–10 м.
Проведены опытно-промышленные испытания протекторов коррозии (ВПК-73) компанией ООО «Геопромысловые новации» на скважинах Самотлорского месторождения. С этой целью были подобраны и оборудованы ВПК в 7 скважинах УЭЦН (5 скважин в НП-7 и 2 скважины в НП-5). Протекторы от коррозии устанавливались по всей длине подъемного лифта (в каждом муфтовом соединении). В результате испытаний средняя наработка по ЭЦН увеличилась с 154 суток до 338 (в 2,1 раза). Наработка НКТ без покрытия увеличилась с 254 суток до 485 суток (в 1,9 раза). Образцы ВПК до и после защиты НКТ от коррозии показаны на рисунке 5.
Рис. 5. Протекторы ВПК до и после защиты НКТ от коррозии
Дополнительно опытно-промышленные испытания (ОПИ) проведены на фонде скважин Ершовского месторождения. За время ОПИ ВПК-73 средняя наработка подвесок НКТ увеличилась на 22% с 232 до 284 суток. При визуальном осмотре отмечены обильная коррозия протекторов (до 90%) и отсутствие ярко выраженной коррозии на НКТ.
На основании проведенных испытаний необходимо признать, что способ защиты НКТ внутритрубными протекторами коррозии ВПК является эффективным и дешевым способом защиты НКТ от электрохимической коррозии [6].
Выводы и предложения:
1. Проблема борьбы с коррозией при эксплуатации скважин особенно актуальна в связи с высокой обводненностью, коррозивностью пластовых жидкостей, обусловленной минерализацией технологических сред и наличием кислых примесей.
2. Принцип действия протекторной защиты заключается в создании защитного потенциала при протекании тока в гальванической паре «сооружение – протектор».
3. На основании проведенных испытаний необходимо признать, что способ защиты насосного оборудования и НКТ протекторами от коррозии является эффективным и доступным.
Рецензенты:
Грачёв С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;
Стрекалов А.В., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.