299

Расчетная часть-Расчет заякоревующего устройства электроцентробежного насоса УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 176764
Дата закачки: 17 Января 2017
Продавец: lelya.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word

Описание:
Расчетная часть-Расчет заякоревующего устройства электроцентробежного насоса УЭЦН: Расчет цилиндра заякоревующего устройства на прочность, Расчет пакерующего устройства, Расчёт длины хода поршня-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Комментарии: 2. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ БОРЬБЫ С
ОСЛОЖНЕНИЯМИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

2.1 Внедренные технологии и техника по снижению количества отказов в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Применение кабельных протекторов
Кабельные протекторы:
а) типа LASALLE JN 13640 в настоящее время спущены на всех высокодебитных скважинах.
б) Кабельные протекторы типа ПП-1Н73, КЗК под НКТ 89, 102, 114мм отечественного производства также нашли широкое применение.
Применение защиты от срыва подачи
Месторождения, эксплуатируемые ТПДН «Заполярнефть» с высоким газовым фактором. Поэтому для наших скважин характерен нестабильный режим работы с прорывами газа, приводящего к снижению плотности жидкости над насосом. Это условие не всегда позволяет защитить установку от срыва подачи существующими СУ.
1. Проведены работы по обнаружению случаев не срабатывания защиты СУ по ЗСП.
2. В настоящее время по ряду скважин Вынгапуровского месторождения установлены устьевые ЭКМ с выводом на телемеханику. Это позволяет оперативно реагировать на изменение рабочих параметров скважины и предотвращает работу установки при срыве подачи.
Применение фильтров типа ЖНШ
На сегодняшний день шесть установок ЭЦН работает с фильтрами типа ЖНШ:
скважина 5193/534 ЭЦН-125-2250, Нсп 2522м, НнО на 25.02.05 – 41 сут. КВЧ в среднем 40 мг/л. До установки фильтра ЖНШ НнО - 13 сут. (нет подачи, первая установка после ГРП, КВЧ – 250мг/л).
скважина 2805/58б ЭЦН-125-2300, Нсп 2520м, НнО на 25.02.05 – 40 сут., КВЧ – 60 мг/л. До установки фильтра ЖНШ НнО – 18 сут. (клин, засорение раб. орг., КВЧ – 400 мг/л).
скважина 1103/59 ЭЦН-80-2100 (первая установка после ГРП 6.01.05г), Нсп 2540м, НнО на 25.02.05 – 35 сут., КВЧ – 30мг/л.
скважина 1868/67б ЭЦН-45-1600, Нсп-1960м, НнО на 25.02.05 -33 сут., КВЧ – 70 мг/л. Скважина из ЧРФ (9 отказов в течение 2004 года, средняя НнО – 20 сут, КВЧ – 300-400 мг/л).
скважина 1133/57 ЭЦН-125-2300, Нсп-2550м, НнО на 25.02.05 - 22 сут, КВЧ – 44 мг/л.
2058/59б ЭЦН-200-2500, Нсп-2610м, НнО на 25.02.05 – 17 сут, КВЧ-37 мг/л.
Использование ЧП
Ежедневно отслеживается, анализируется вывод скважин на режим и работа скважин после ГРП. Применяются частотные преобразователи для плавного вывода скважины на режим.
При проявлениях песка быстро изнашивается рабочие колёса насоса и забивается песком забой скважины.
Технический результат, ведущий к решению поставленной задачи, - это повышение степени отделения песка от жидкости до приема насоса, повышение надежности работы и срока службы электроцентробежного насоса.
Песочный сепаратор решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.
Число секций скважинного песочного сепаратора определяется необходимостью очистки продукции скважины от песка в зависимости от осложненности условий и требований к очистке жидкости от песка.
Многосекционное выполнение сепаратора обеспечивает более тонкую очистку жидкости от песка при меньших габаритах скважинного сепаратора.

3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ ЗАЯКОРЕВУЮЩЕГО
УСТРОЙСТВА

3.1 Патентная проработка существующих конструкций

Имеется авторское свидетельство СССР № 1099047, кл. Е 21 В 33/12, 1983 на гидромеханический пакер Изобретение относится к области буровой техники. Цель изобретения - повышение надежности контроля герме¬тичности пакера в процессе опрессовки обсадных колонн с противовыбросовым оборудованием. Для этого корпус 1 (рисунок 2.1) выполнен с наружной, а установлен¬ный на нем подвижно полый шток 2 с внутренней кольцевыми проточками. Проточки образуют герметичную камеру 14. Корпус 1 имеет выступ с пазами 9, а шток 2 имеет опорные вкладыши 13, входящие в пазы, и взаимодейству¬ет в исходном положении с нижним торцом выступа. В результате пакеровки и создания необходимого контакт¬ного давления уплотнительного элемен¬та 4, расположенного на штоке 2, на стенку колонны осуществляется сцеп¬ление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх, фиксируя при этом сцепление пакера с обсадной колонной.
В процессе натяжения колонны буриль¬ных труб корпус 1 перемещается отно¬сительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения элемента 4 о колонну на величину свободного хода вклады¬ша 13. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давле¬ния в затрубном пространстве дейст¬вует на площадь камеры 14. Шток 2 дополнительно удерживается от переме¬щения.
Изобретение относится к области буровой техники, в частности к уст-ройствам для опрессовки обсадных колонн скважины с противовыбросовым оборудованием. Цель изобретения - повышение на-дежности контроля герметичности пакера в процессе опрессовки обсад¬ных колонн с противовыбросовым обо¬рудованием.
На рисунке 3.1 изображен пакер, общий вид; на рисунке.3.2 - разрез А-А.

Рисунок 3.1- Пакер.гидравлический.

Пакер состоит из корпуса 1, полого штока 2, подвижного цилиндра 3, уплотнительного элемента 4, нижней опоры 5, шарового клапана 6 для пере¬крытия центрального прохода пакера в седле 7. Корпус 1 в верхней части имеет муфтовую замковую резьбу 8 для соединения с колонной бурильных труб, а в нижней - конусную резьбу для установки седла 7 клапана. На корпу¬се 1 выполнены глухие пазы 9, ради¬альные отверстия 10 и выступ, а в вер¬хней части. На полом штоке 2 выполнены радиальные отверстия 11, окна 12 для установки вкладышей 13.

А- А


Рисунок 3.2- Сечение пакера.
Нижняя опора 5 крепится к полому штоку 2 с помощью цилиндрической резьбы. Сту¬пенчатые цилиндрические проточки на внутренней и цилиндрические уступы на наружной поверхностях полого што¬ка 2 соответственно образуют с кор¬пусом 1 герметичную дифференциаль¬ную камеру 14, ас подвижным цилиндром 3 - гидравлическую камеру 15. Вкладыши 13 крепятся от выпадения из окон 12 с помощью кольца 16, кото¬рые удерживаются от продольного осевого смещения вверх стопорными винтами 17, при этом вкладыши 13 входят в пазы 9 корпуса 1. Цилиндри¬ческие поверхности, образующие камеры 14 и 15, уплотняются эластомерными кольцами 18 - 21, Шток 2 установлен с возможностью взаимодействия в ис¬ходном положении с нижним торцом выступа корпуса. Процесс опрессовки с использованием пакера предлагаемой конструкции осуществляют следующим образом.
Пакер соединяют, закрепляют резь¬бой 8 с бурильными трубами и спуска¬ют в скважину. Шток 2 при этом находится в верхнем крайнем положении относительно корпуса 1, при котором радиальные отверстия 10 и 11 совпа¬дают. За 200-250 м до места установки пакера осуществляют забрасывание в колонну бурильных труб шарового клапана 6. В процессе спуска пакера происходит заполнение про¬мывочной жидкостью из скважины внутренней полости бурильных труб через полость штока 2, отверстие в седле 7 клапана и внутреннюю полость корпуса 1. Гидравлическая камера 15 через радиальные отверстия 10 и 11 также заполняется промывочной жидкостью из скважины.
При спуске усилие столба промы¬вочной жидкости скважины на кольце¬вую площадь камеры 14 возрастает и дополнительно с силами трения покоя 35 в уплотнениях 18 и 19 удерживает по¬лый шток 2 со смонтированными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 в верхнем исходном положении, когда радиальные отверстия 10 корпуса 1 сообщаются с радиальными отверстиями 11 полого штока 2 и гидравличес¬кой камерой 15. Усилие на дифференци¬альную площадь полого штока 2, действующее снизу вверх, создается в скважине постоянно за счет перепада между давлением воздуха в камере 14 и давлением столба промывочной жидкости скважины. Давление воздуха в камере 14 в положении, указанном на рисунке 2.5, практически всегда больше атмосферного за счет сжатия воздуха при сборке корпуса 1 со штоком 2 на поверхности.
Изменение величины давления воз¬духа зависит от конструктивного заложения величины свободного хода полого штока 2 относительно корпуса 1 и величины объема камеры 14, когда полый шток находится в крайнем верх¬нем положении относительно корпуса 1 (рисунок 2.1). Величину кольцевой площади камеры 14 подбирают так, что усилие от давления на нее столба промывоч¬ной жидкости в. скважине величиной 2,0-2,5 МПа всегда в 1,5 раза больше суммы сил тяжести штока 2 с установ-ленными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 и сил трения покоя в уплотнени-ях 18 и 19 при атмосферном давлении.
После спуска пакера до необходимой глубины и посадки клапана 6 в седло 7 производят закачку промывочной жидкости в колонну бурильных труб с поверхности, создавая в ней опрессовочное давление с целью опрессовки пакера и бурильной колонны. При этом давление через радиальные отверстия 10 и 11 передается в гидравлическую камеру 15 и перемещает вниз подвижный цилиндр 3, который сжимает уплотнительный элемент 4, осуществляя пакеровку обсадной колонны. В результате пакеровки и создания необходимого контактного давления уплотнительного элемента 4 на стенку колонны осуществляется сцепление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх усилием в 2-3 т, фиксируя при этом сцепление пакера со стенкой обсадной колонны. В процессе натяжения колонны бурильных труб происходит перемещение корпуса 1 от¬носительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения уплотнительного эле¬мента 4 о колонну, на величину сво¬бодного хода вкладышей 13.
После пакеровки перемещению полого штока 2 вверх за перемещаемым вверх корпусом 1 препятствуют силы трения деформированного резинового уплотнительного элемента 4 о колонну обсадных труб, которые практически для обсадных колонн диаметром 190-324 мм достигают величины 5-15 тс и всегда превосходят силы, действующие на площадь камеры 14 снизу вверх за счет перепада давления между давлением столба бурового раствора в сква¬жине и давлением воздуха в камере. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давления в затрубном пространстве, действуя на кольцевую загерметизированную площадь между внутренним диаметром обсадной колонны (не показан) и наруж¬ным диаметром полого штока 2 допол¬нительно удерживает его от перемеще¬ния вверх, а так как это усилие всег¬да значительно больше, чем усилие, действующее снизу вверх на дифферен¬циальную площадь полого штока 2 от гидростатического столба бурового раствора в скважине, то в данном случае последнее практически не влияет на процесс опрессовки. В случае негерметичности соединения уплотнительного элемента 4 со штоком 2 или стенкой обсадной колон¬ны происходит утечка жидкости под пакер и поступление ее через клапан 6 в колонну бурильных труб и устьевую головку, что свидетельствует о негерметичности соединения пакера. Свободный переток жидкости из-под пакера в колонну бурильных труб исключает возможность создания, в случае поршневания и негерметичности уплотнителя, избыточного давления в открытом стволе скважины и гидроразрыва пластов.
После стравливания избыточного опрессовочного давления из затрубного пространства и перемещения бурильных труб с корпусом 1 вниз происходит совмещение радиальных каналов 10 и 11 и стравливание избыточного давле¬ния из гидравлической камеры 15. При этом напряжения в деформированном резиновом уплотнительном элементе снижаются, резко снижаются силы трения между резиновым элементом 4 и обсадной колонной, а силы, действующие снизу вверх на дифференциальную площадь, удерживают полый шток 2 с установленными на нем деталями относительно корпуса 1 в исходном положении и пакер готов для работы в этой же скважине, например, для отыскания места негерметичности.
Перед подъемом пакера на поверхность происходит вымыв клапана 6 на поверхность обратной промывкой или в процессе промывки улавливают его глубинной ловушкой.
Основным отличием моего устройства от данного - относительная простота конструкции и универсальность применения.
Для извлечения насоса из скважины достаточно его выключить, при этом ствол заякоревующего устройства вновь переместится в исходное положение.

3.2 Устройство и принцип действия заякоревующего устройства

Руководителем моего дипломного проекта была предложена принципиальная схема нового гидравлического устройства, на основе которой я спроектировал заякоревующее устройство. Использование этого устройства позволит уменьшить вибрационные нагрузки, испытываемые насосом, а также исключить возможность слома в месте соединения насоса с обратным клапаном, что приведёт к увеличению времени работы насоса.
Конструкция устройства представлена на рисунке 3.3.
Принцип работы устройства следующий:
Устройство спускается в скважину на колонне НКТ, находясь между обратным клапаном и верхней секцией насоса. При достижении необходимой глубины погружения насоса внутри заякоревующего устройства необходимо создать гидравлическое давление (рабочее давление 12,4 МПа). При этом поршень находится в основании рабочего цилиндра. При создании давления поршень 1 давит на резиновую манжету 2, которая сжимается до соприкосновения и сцепления с обсадной трубой. При этом внутренняя полость ствола заякоревующего устройства и рабочая полость цилиндра сообщаются и поршень остается зафиксированным в этом положении под действием давления жидкости. Данная конструкция устройства не позволяет передавать крутящий момент, вызванный скручиванием колонны НКТ при спуске. Основным отличием данного устройства от имеющихся аналогов является относительная простота конструкции и возможность применения как в данной компоновке, так и при проведении других работ.
Для извлечения насоса из скважины достаточно его выключить при этом ствол заякоревующего устройства вновь переместится в исходное положение.
Надежное уплотнение может быть создано при разности диаметров уплотнения устройства до его деформации и обсадной колонной до 15—20 мм[ 6 ].
Данное устройство имеет длину 416 мм и наружный диаметр 115 мм, что позволяет использовать его в обсадной колонне 146 мм.



Рисунок 3.3– Конструкция заякоревующего устройства


3.3 Расчётная часть

Для функционирования проектируемого оборудования необходимо рассчитать его основные параметры на прочность с учетом требований условий работы.

3.3.1 Расчет цилиндра заякоревующего устройства на прочность

Для проведения расчета на прочность необходимо выбрать формулу по которой будут вестись расчеты. По условию если:
>1,15, (3.1)
где r1 – внешний радиус;
r2 – внутренний радиус;
то корпус следует рассматривать как толстостенный цилиндр. Если же данное условие не выполняется, то корпус рассчитывается как тонкостенный цилиндр.
Для корпуса цилиндра имеем в наиболее тонком сечении:
= .
Исходя из этого, расчет корпуса цилиндра ведем как для тонкостенного цилиндра.
Расчет корпусов из пластичного материала для тонкостенных цилиндров ведется по формуле:
, (3.2)
где δC – толщина стенки;
[σP] – допускаемое напряжение на растяжение. Для стали 45 [σP]=360 МПа [6].
рi – максимальная величина давления жидкости. рi=12,4 МПа.
Минимальная толщина стенки цилиндра:
м.
Сравниваем с существующей толщиной стенки:
5 мм > 1,89 мм,
что допустимо. Следовательно, цилиндр удовлетворяет условиям прочности.

3.3.2 Расчет пакерующего устройства

При расчете пакерующего устройства определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, оптимальную высоту уплотняющего элемента и длину хода штока устройства.
Для определения контактного давления Рк и наименьшей ве¬личины осевой силы Q, обеспечивающей сжатие резины, используют следующие уравнения [6]:

, (3.3)

где μр=0,475- коэффициент Пуас¬сона резины, применяемой в устройстве

, (3.4)

где F—площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнительной манжеты в деформированном состоянии;
G=5,1МПа-модуль сдвига резины;
Rc=65мм- наружный радиус резины после деформации;
rш=29мм- внутренний радиус резины;
Rп=59мм- наружный радиус резины до деформации;
р=8,38МПа- сжимающее давление.

F=π (D2н-D2вн)/4, (3.5)

где D2н и D2вн- соответственно наружный и внутренний диаметры рабочих поверхностей уплотнительного элемента.

F=3,14 (0,1002-0,0582 )/4=0,00521 м2.

Тогда получим

Q≥0,111 8,38 106 0,00521+ 5,1 106 0,00521 ((0,0652-0,0292)3-(0,0592- 0,0292)3)/(0,0652- 0,0292)2 (0,0592- 0,0292)=41037 Н.

Рассчитаем параметры силового цилиндра. При рабочем давлении жидкости в заякоревующем устройстве цилиндр должен создавать усилие на манжету более 41,037 кН. Осевое усилие зависит от давления рабочей жидкости в устройстве и от площади поперечного сечения поршня:

N= P S, (3.6)

где Р- максимальное давление, развиваемое насосом, принимаем Р=12,4 МПа;
S- площадь поперечного сечения поршня, м.

S= π (dн2- dвн2)/4, (3.7)

где dн2 и dвн2-соответственно наружный и внутренний диаметры поршня.

S=3,14 (0,1002- 0.0582)/4=0,00521 м2.
N=12,4 106 0,00521=64083 Н.

Необходимо учесть и то, что при работе устройства, оно поднимает насос с его оборудованием. Вес установки равен
Qуст=20700Н ( сумма весов компенсатора, электродвигателя, протектора и трех секций насоса)[6].

Qk=Q+Qуст=41037+20700=61737 Н 64083 Н,

что удовлетворяет заданным условиям.
Окончательно принимаем наружный диаметр поршня dн=100 мм и внутренний dвн=58 мм.Толщину стенок цилиндра принимаем конструктивно равной 5мм. При этом выполняется рекомендуемое требование о том, чтобы разность диаметров уплотнительного элемента до его деформации и обсадной колонной до 15-20 мм[6].

3.3.3 Расчёт длины хода поршня

Определим оптимальную длину хода поршня:

Son=h Rn2 (kon2-1)/ (kon2 Rn2- Rш), (3.8)

где h-высота уплотнительного элемента в свободном состоянии, принимаем h=100 мм;
kon- коэффициент, для обсадных труб диаметрами 146 мм и 168 мм его принимают равным kon=1,13[6].

Son=0,100 0,0592 ( 1,132-1)/ (1,132 0,0592- 0,0292)= 0,0318 м.

Принимаем ход поршня равным 35 мм.

3.4 Монтаж и спуск погружного насосного агрегата в скважину

Перед монтажом погружного насосного агрегата:
1) очистить от влаги, грязи, пыли и вытереть насухо все наружные поверхности собираемых сборочных единиц насоса и двигателя, кабеля в сборе и фланец колонной головки скважины;
2) снять упаковочную крышку с удлинителя, промыть внутреннюю полость с контактами маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ и проверить сопротивление изоляции кабеля в сборе между жилами и между каждой жилой и броней. Оно должно быть при температуре окружающей среды и в перерасчете на 1 км длины.
Монтаж производить в следующей последовательности:
1) установить монтажный хомут элеватор ХМ – 3 в проточку головки модуля - секции, соединенного с входным модулем, и поднять сборку над устьем скважины;
2) снять упаковочную крышку с входного модуля, снять шлицевую муфту с вала и при помощи шлицевого ключа проверить вращение вала сборки;
3) снять крышку с головки гидрозащиты;
4) установить на вал гидрозащиты снятого с вала входного модуля шлицевую муфту;
5) отпустить плавно сборку так, чтобы шлицы вала сочленились со шлицевой муфтой, и отпускать далее до касания привалочной плоскости фланца входного модуля с привалочной плоскостью верхней головки гидрозащиты. При этом грань на верхней головке гидрозащиты П92 и П92 Д( ПК92 и ПК92Д), к которой будет прилегать удлинитель(плоский кабель) кабеля в сборе, необходимо совместить с лыской на фланце входного модуля и пропустить через специальное отверстие в заякоревующем устройстве;
6) установить на шпильки стопорные планки, навинтить гайки и равномерно затянуть соединение от руки гаечным ключом. Застопорить гайки, отогнув усы стопорных планок на грани гаек. Отогнутые усы не должны выступать за фланец входного модуля сборки.
7) приподнять плавно сборку, снять хомут-элеватор с головки гидрозащиты, плавно поднять сборку до выхода кабельного ввода, не допуская трения плоского кабеля о стенку фланца колонной головки;
8) прикрепить плоский кабель поясом при помощи плоскогубцев к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и электродвигателя;
9) опустить плавно сборку, а плоский кабель вдоль образующей корпуса гидрозащиты, и прикрепить его поясом к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и входного модуля;
10) опустить немного сборку, установить плоский кабель между ребрами модуля-секции и, прижимая его к сборке,
11)  прикрепить поясом выше сетки входного модуля и выше ребер;
12) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;
13) установить монтажный хомут-элеватор ХМ-3 в проточку головки модуля-секции (без модуля головки для многосекционного насоса и с модулем головкой односекционного насоса) и поднять его над устьем скважины;
14)снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля- секции, поврежденное кольцо заменить;
15) снять упаковочную крышку с модуля секции, опущенного в скважину;
16) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля-секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля- секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции.
17) совместить отверстие во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки.
18) приподнять плавно сборку, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько раз приподнять сборку, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей- секций и к верхнему модулю-секции выше ребер;
19) опустить плавно сборку, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса заякоревующего устройства, модуля секции, и прикрепить его поясом к модулю-секции в его средней части;
20) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;
21) смонтировать, как указано выше, остальные модули–секции(без модуля – головки для многосекционного насоса);
22) установить монтажный хомут-элеватор в проточку головки модуля-секции, соединенного с модулем головкой, и поднять его над устьем скважины;
23) снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля-секции, поврежденное кольцо заменить;
24) снять упаковочную крышку с модуля–секции, поврежденное кольцо заменить;
25) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля- секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля-секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции;
26) совместить отверстия во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки;
27) приподнять плавно смонтированный насосный агрегат, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько приподнять насосный агрегат, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю-секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей–секций и к верхнему модулю- секции выше ребер;
28) опустить плавно насосный агрегат, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса модуля-секции, и прикрепить его поясом к модулю секции в его средней части;
29) опустить плавно насосный агрегат до посадки монтажного хомута элеватора на фланец колонной головки;
30) вывернуть из модуля–головки упаковочную пробку, ввернуть в модуль-головку заякоревующее устройство, в него обратный клапан, а в него– спускной.
Для скважин, имеющих высокий газовый фактор, обратный и спускной клапаны следует устанавливать выше модуля-головки насоса, на расстоянии, определяемом экспериментальным путем в зависимости от величины газового фактора. В этом случае клапаны должны располагаться ниже сростки плоского кабеля с основной длиной кабеля в сборе;
31)ввернуть в спускной клапан при помощи переводника первую насосно-компрессорную трубу. Переводник не требуется, если резьба трубы и спускного клапана одинакова;
32)приподнять плавно насосный агрегат, снять монтажный хомут-элеватор, установить плоский кабель между ребрами модуля-головки, прикрепить его поясами к модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модуля-секции и модуля-головки, к модулю-головке выше ребер и к спускному клапану;
33)опустить плавно насосный агрегат до посадки трубного элеватора на фланец колонной головки;
34) приподнять насосный агрегат и установить на фланце колонной головки пьедестал открытым затвором, закрепить пьедестал болтами так, чтобы внутренняя цилиндрическая расточка его корпуса была с внутренней цилиндрической поверхностью колонной головки, а кабель выходил в боковую прорезь, закрыть затвор пьедестала;
35) спустить насосный агрегат в скважину на установленную глубину на насосно-компрессорных трубах, прикрепляя к ним кабель поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты трубы.
Там, где кабель в сборе имеет сростку, прикреплять кабель к трубе следует на расстоянии 150-200 мм выше и ниже сростки, сростку не располагать на муфте трубы. Если сростка попадает на муфту - заменить трубу на трубу необходимой длины.
Кабель следует прикреплять к насосно-компрессорным трубам, не допуская закручивания кабеля по винтовой линии вокруг труб при их свинчивании и спуске.
При спуске натяжение кабеля должно осуществляться за счет его собственного веса на участке между роликом(подвеской) и кабеле- наматывателем. Нельзя допускать ослабления натяжения кабеля и волочения кабеля по земле.
Спуск необходимо производить плавно со скоростью не более 0,25 м/с. При прохождении участков колонны с большой кривизной и мест перехода колонны на меньший диаметр труб скорость спуска необходимо снижать до 1 м/с.
Через каждые 300 м спущенных труб необходимо замерить величину сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель». При снижении сопротивления изоляции ниже 5 Мом насосный агрегат необходимо поднять.
Во время работ по спуску насосного агрегата нельзя допускать падения в скважину каких-либо предметов;
36) снять пьедестал;
37) подвесить насосный агрегат на колонной головке;
38) гермитизировать и обвязать устье скважины в соответствии с требованиями, изложенными в паспорте.





















4 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ ПЕСКОВОГО СЕПАРАТОРА

4.1 Литературный обзор и патентная проработка существующих
конструкций песковых сепараторов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к нефтепромысловому оборудованию, и может быть использовано при добыче нефти из скважин с проявлениями песка.
При проявлениях песка быстро изнашивается рабочие колёса насоса и забивается песком забой скважины.
Известен скважинный газопесочный сепаратор (авт. св. N 1073436, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 15.02.84 г. ). Основными элементами сепаратора являются ленточно-телескопическая пружина с заданными щелями между витками (фильтрующий элемент) и трубка внутри этой пружины. Жидкость, содержащая песок, поступает через щели пружины и направляется вниз и по трубке внутри пружины поступает на прием насоса. Песок задерживается фильтрующим элементом, а при движении жидкости вниз происходит оседание части песка в жидкости. Недостатками этого сепаратора являются возможность засорения фильтрующего элемента и меньшее сечение трубки для подъема жидкости по сравнению с сечением для движения жидкости вниз. Из-за этого потоком жидкости вверх увлекается мелкозернистый песок и снижается эффективность сепаратора.
Наиболее близким к предлагаемому скважинному сепаратору является устройство для отделения песка из нефти в скважине (авт. св. N 1059146, кл. Е 21 В 43/38, опубл. 07.12.83 г.), состоящее из секций, работающих параллельно, которые размещены друг над другом, соединены переводниками и трубой для подъема жидкости. Каждая секция имеет входной канал, часть подъемной трубы, патрубок с заглушенным концом и ловильные камеры для накопления песка. Промежуточный переводник имеет сквозной продольный канал, а нижний переводник - глухой. В каждой секции часть подъемной трубы имеет калиброванные отверстия. Недостатком такого сепаратора является ненадежность работы секций. При параллельной работе секций небольшое засорение калиброванных отверстий в какой-либо секции приводит к отключению этой секции от работы, что приводит к перегрузке других секций и снижению качества очистки жидкости от песка.
Таким образом, повышение эффективности работы скважинного песочного сепаратора является актуальной задачей.
Технический результат, ведущий к решению поставленной задачи, - это повышение степени отделения песка от жидкости до приема насоса, повышение надежности работы и срока службы скважинного насоса.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном скважинном песочном сепараторе, включающем корпус, переводники, канал для подачи жидкости в сепаратор, связанный с трубкой, и ловильные камеры, согласно изобретению переводники выполнены с поперечными и продольными каналами, причем у нижнего двустороннего переводника поперечные каналы сообщаются с межтрубным пространством между обсадной колонной скважины и корпусом песочного сепаратора, а поперечные каналы промежуточных сложных переводников сообщаются с продольными каналами нижерасположенного переводника, при этом в ловильной камере каждой секции сепаратора канал для восходящего потока имеет сечение больше, чем сечение трубки для нисходящего потока.
Конструкция нижнего двустороннего переводника обеспечивает забор скважинной жидкости из межтрубного пространства между обсадной колонной скважины и корпусом песочного сепаратора и после первой нижней секции песочного сепаратора подачу жидкости во вторую вьшерасположенную секцию сепаратора.
Конструкция промежуточного сложного переводника обеспечивает последовательное прохождение скважинной жидкости из нижерасположенной в вышерасположенную секцию сепаратора.
В нижней секции сепаратора канал для восходящего потока жидкости имеет сечение в три раза больше, чем канал нисходящего потока, а в вышестоящих секциях соотношение сечений каналов восходящего и нисходящего потоков равно 2: 1. Большее сечение канала восходящего потока обеспечивает более благоприятные условия для осаждения песка в каждой секции сепаратора.
Таким образом организуется последовательная работа секций песочного сепаратора и обеспечивается высокая степень очистки жидкости от песка.
Выполнение скважинного песочного сепаратора многосекционным с подключением секций в работу последовательно обеспечивает удаление песка из продукции скважины до высокой степени. Размещение секций друг над другом отвечает условиям малого диаметра скважины.
Предлагаемое изобретение решает задачу очистки добываемой жидкости из скважины от песка, повышает надежность работы глубинного скважинного насоса и обеспечивает добычу нефти в осложненных условиях.
На рисунке 4.1 приведена схема скважинного песочного сепаратора, которая включает приемный патрубок 1 насоса, корпус песочного сепаратора 2, сложный переводник 3, двусторонний переводник 4, трубки 5, 6, корпус ловильной камеры 7, ловильные камеры 8, 9, поперечные каналы 10, 11, продольные каналы 12, 13.
Скважинный песочный сепаратор работает следующим образом.
Скважинный песочный сепаратор в собранном виде спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах и подсоединяется к приемному патрубку 1 насоса.
При включении в работу электроцетробежного насоса жидкость с содержанием песка начинает поступать в ловильную камеру 9 нижней секции песочного сепаратора через поперечные каналы 11 в двустороннем переводнике 4 и трубку 6. В ловильной камере 9 скорость движения жидкости с песком резко падает, и жидкость с небольшой скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом песочного сепаратора и трубкой 6. При этом из жидкости песок отделяется и за счет резкого изменения направления движения жидкости после выхода из трубки 6 на 180o и падения скорости потока жидкости. Скорость потока жидкости падает, так как сечение межтрубного пространства в три раза больше, чем сечение трубки 6. Отделившийся песок накапливается в ловильной камере 9. Жидкость из ловильной камеры 9 через продольные каналы 13 в двустороннем переводнике 4 поступает в следующую верхнюю секцию сепаратора. В верхней секции сепаратора жидкость чеpeз поперечные каналы 10 в сложном переводнике 3 и по трубке 5 поступает в ловильную камеру 8, где происходит осаждение песка, оставшегося в жидкости после нижней секции сепаратора. В ловильной камере 8 жидкость, изменив направление движения на 180o, с уменьшенной скоростью поднимается по межтрубному пространству между корпусом ловильной камеры 7 и трубкой 5 и далее по продольным каналам 12 переходит в следующую секцию песочного сепаратора, а при двухсекционном сепараторе поступает на прием погружного электроцентробежного насоса.
Число секций скважинного песочного сепаратора определяется необходимостью очистки продукции скважины от песка в зависимости от осложненности условий и требований к очистке жидкости от песка.
Предлагаемый скважинный песочный сепаратор относится к обращенному типу сепаратора, это означает, что скорость восходящего потока в ловильной камере в несколько раз меньше, чем скорость нисходящего потока жидкости. Это условие обеспечивает условия осаждения песка в ловильных камерах.
Многосекционное выполнение сепаратора обеспечивает более тонкую очистку жидкости от песка при меньших габаритах скважинного сепаратора.
Размещение секций сепаратора друг над другом позволяет реализовать высокую степень очистки жидкости от песка в стесненных условиях скважины.


Размер файла: 70,2 Кбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.