УСТАНОВКА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО ПОГРУЖНОГО НАСОСА С МОДЕРНИЗИРОВАННЫМ ПРОТЕКТОРОМ П92Д И МУФТОЙ КАБЕЛЬНОГО ВВОДА-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

УСТАНОВКА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО ПОГРУЖНОГО НАСОСА С МОДЕРНИЗИРОВАННЫМ ПРОТЕКТОРОМ П92Д И МУФТОЙ КАБЕЛЬНОГО ВВОДА-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

В данном дипломном проекте предлагается усовершенствование гидрозащиты типа П92Д, с целью уменьшения РС-отказов.
Также рассмотрена модернизированная муфта кабельного ввода Б46 производства БИТЕК, с изоляцией из пространственного сшитого полиэтилена высокой плотности, защищенной высокотемпературной маслостойкой оболочкой.
Дипломной проект состоит из пояснительной записки и графической части.
Пояснительная записка включает в себя три раздела: техническая, экономическая часть и раздел безопасности и экономичности проекта:
- в технической части проводится анализ существующих конструкций узлов, патентная проработка, описание конструкций, принцип работы, правила монтажа и эксплуатации, возможные неисправности и методы их устранения, расчеты деталей на прочность и др.;
- раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны и труда и окружающей среды;
- экономическая часть рассматривает оценку экономической эффективности от использования модернизированной гидрозащиты.
Дипломный проект состоит из: графического материала объемом в количестве 10 листов формата А1, и пояснительной записки объемом машинописных листов, включающую 35 рисунков, 7 таблиц и 42 формулы, а также список литературы, включающий 24 пункта.

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %.
Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение средних дебитов добывающих скважин.
Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и использования повышенной депрессии на пласт.
Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в
60-70 гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла
80-90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т. обходится в 10-50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т.
Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ремонт, что доказывает необходимость повышения надежности работы внутрискважинного оборудования.
Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во многих районах Западной Сибири отклонение забоя от точки начала бурения достигает 1500 метров и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40-60 градусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождений Западной Сибири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуатация
наклонно-направленных скважин приводит к значительному сокращению наработки на отказ и межремонтному периоду.
Одним из эффективных путей улучшения технико-экономических показателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сокращение числа скважин. Например, для месторождений севера Тюменской области на сооружение скважин приходится 20-25 % капитальных вложений и 30-34 % металлозатрат. Одним из способов повышения средних дебитов является бурение так называемых горизонтальных скважин. Проводка таких скважин позволяет в 3-20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести разработку значительно меньшим количеством скважин. Это особенно важно для месторождений морского и шельфового типа. Наибольший эффект достигается при добыче нефти с помощью горизонтальных скважин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллекторах.
В соответствии с изменением условий добычи нефти меняется также и степень распространенности различных способов ее добычи. В табл. 1 приведены данные по распределению добычи нефти по способам эксплуатации в Российской Федерации.

ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА
3.1 Устройство для защиты электродвигателя от пластовой жидкости

Изобретение предназначено для использования в нефтяной промышленности на скважинах, оборудованных погружными
электроцентрабежными насосами. Устройство содержит последовательно установленные опорный подшипник, по меньшей мере, один компенсирующий узел, включающий секцию с эластичной диафрагмой и обратный клапан, и лабиринтную секцию. Они имеют осевые отверстия для размещения вала электродвигателя. Полость эластичной диафрагмы компенсирующего узла, смежного с опорным подшипником, соединена сообщающим каналом с полостью этого подшипника. Обратный клапан каждого компенсирующего узла выполнен с возможностью соединения полости эластичной диафрагмы с задиафрагменной полостью этого же узла, которая может быть соединена сообщающим каналом с полостью эластичной диафрагмы следующего компенсирующего узла или с одной из полостей лабиринтной секции, сообщенной в верхней части с другой ее полостью, сообщенной в нижней части с внешней средой. В устройстве сообщающие каналы и обратные клапаны могут быть выполнены в ниппелях с торцевыми уплотнениями, размещенных по одному соответственно между опорным подшипником и секцией с эластичной диафрагмы, между секциями эластичной диафрагмой, между секцией с эластичной диафрагмой и лабиринтной секцией и между лабиринтной секцией и внешний средой. Устройство может быть снабжено нижней головкой, выполненной сменной для присоединения электродвигателей различных размеров. Облегчается монтаж устройства и увеличивается межремонтный период работы.




















Рисунок 3.1 – Общий вид устройства

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными насосами.
Протектор размещается между электродвигателем и насосом, а компенсатор подсоединяется к верхней части электродвигателя.
Сообщающие каналы и обратные клапаны могут быть выполнены в ниппелях с торцевыми уплотнениями, размещенных по одному соответственно между опорным подшипником и секцией с эластичной диафрагмой, между секциями с эластичной диафрагмой, между секцией с эластичной диафрагмой и лабиринтной секцией и между лабиринтной секцией и внешней средой.
Устройство может быть снабжено нижним основанием (головкой), выполненным сменным для присоединения электродвигателей различных размеров.
Устройство для защиты электродвигателя (рис. 3.1) состоит из последовательно установленных входного модуля 1, соединительной муфты 2, установленной на валу 3, верхней головки 25, верхнего ниппеля 15с дыхательной трубкой 14, лабиринтной секции 4, ниппеля 18 с обратным (дыхательным) клапаном 5, первой секции 6 с эластичной диафрагмой 21, ниппеля 27 с обратным клапаном 11, второй секции 12 с эластичной диафрагмой, нижнего ниппеля 7, опорного подшипника 8, нижней головки 9, соединительной муфты 13 и двигателя 10.
Полость эластичной диафрагмы (рис. 3.2) 21 секции 12 соединена сообщающим каналом 23 в нижнем ниппеле 7 с полостью опорного подшипника 8, а задиафрагменная полость секции 12 сообщающим каналом в ниппеле 18 с полостью эластичной диафрагмы секции 6, задиафрагменная полость которой, в свою очередь, сообщена каналом 19 в ниппеле 18 с полостью защитного цилиндра 17 лабиринтной секции 4. Указанная полость сообщена в верхней части через отверстия 16 с другой полостью секции 4, которая в своей нижней части сообщена с внешней средой через верхний ниппель 15 посредством дыхательной трубки 14.
Нижний ниппель 7, ниппель 27 и ниппель 18 имеют обратные клапаны и торцевые уплотнения 20, 26.
Работа устройства осуществляется следующим образом.
Устройство после сборки полностью заполняется маслом МАПЭД. После монтажа устройства с двигателем 10 образуется единое пространство, заполненное полностью маслом. Для того, чтобы в двигатель 10 не попала пластовая жидкость, к нему присоединяют устройство. Чем больше в устройстве компенсирующих узлов-секций с эластичной диафрагмой, тем надежнее работает система. После спуска оборудования в скважину при помощи дыхательной трубки 14 в лабиринтной секции 4, сообщающих каналов 19 в ниппелях и эластичных диафрагм 21 происходит выравнивание внешнего давления и внутреннего в устройстве и в двигателе, так как они составляют единую систему. Через дыхательную трубку 14 не только происходит выравнивание давлений, но и в полость лабиринтной секции 4 попадает пластовая жидкость, вытесняя масло. По мере вытеснения масла жидкость поднимается вверх внутри секции 4. По достижении отверстий 16 в защитном цилиндре 17 жидкость попадает через сообщающий канал 19 в пространство между корпусом секции 6 и диафрагмой 21 в следующую секцию 12. Но так как диафрагма 4 бандажируется герметично, дальше пластовая жидкость проникнуть не может. Для большей гарантии существует еще одна секция 12 с эластичной диафрагмой 21, где уже между корпусом секции 12 и диафрагмой 21 находится масло. Это приводит к увеличению срока действия диафрагм 21. Под действием внешнего давления на диафрагму 21 (принцип сообщающего сосуда) происходит выравнивание давлений в оборудовании. Но при работе двигателя происходит нагрев масла и увеличивается внутреннее давление. Если это давление не сбросить, то произойдет порыв диафрагмы 21 и попадание пластовой жидкости в двигатель, после чего двигатель 10 уже не поддается ремонту. Чтобы избежать порыва диафрагмы 21, предложено применить обратный (дыхательный) клапан 5, через который происходит выпуск избытка масла. Избыток масла после нагрева из двигателя 10 передается через подшипники скольжения 24 в полость диафрагмы 21, но так как торцевое уплотнение 26 держит высокое давление, то срабатывает обратный клапан 11 (отрегулированный на
Р = 0,8-1,2 атм). Излишки масла поступают в затрубное пространство 22 и через сообщающийся канал 23 - в полость следующей диафрагмы 21. Через обратный клапан 11 масло попадает в затрубное (задиафрагменное) пространство следующей секции 6, через сообщающий канал 19 - в полость защитного цилиндра 17 и через отверстия 16 цилиндра и дыхательную трубку 14 - во внешнюю среду. Таким образом, происходит выравнивание давлений при работе оборудования в скважине.
В лабиринтной секции 4 задерживаются твердые частицы породы и уже не действуют отрицательно на работу торцевых уплотнений 20,26.
Вращение от двигателя 10 к насосу передается через валы 3 и муфтовые соединения. Наличие секций лабиринтной и с эластичными диафрагмами и торцевых уплотнений создает надежную защиту двигателя от попадания пластовой жидкости и выравнивает объемное изменение масла.
Нижняя головка 9 выполнена съемной для присоединения электродвигателей различных размеров.
Техническим результатом изобретения является:
1) уменьшение общей длины устройства для защиты почти вдвое;
2)  уменьшение количества стыков;
3)  снижение опасности разгерметизации электропривода и вероятности обрыва электродвигателя;
4)  улучшение условий для прохождения насоса по искривленным участкам скважины при проведении спуско-подъемных операций;
5)  облегчение монтажа устройства и увеличение межремонтного периода работы насоса в целом.
Технический результат достигается тем, что устройство для защиты электродвигателя от пластовой жидкости содержит последовательно установленные опорный подшипник, по меньшей мере, один компенсирующий узел, включающий секцию с эластичной диафрагмой и обратный клапан и лабиринтную секцию, имеющие осевые отверстия для размещения вала электродвигателя, полость эластичной диафрагмы компенсирующего узла, смежного с опорным подшипником, соединена сообщающим каналом с полостью этого подшипника, обратный клапан каждого компенсирующего узла выполнен с возможностью соединения полости эластичной диафрагмы с задиафрагменной полостью этого же узла, которая может быть соединена сообщающим каналом с полостью эластичной диафрагмы следующего компенсирующего узла или с одной из полостей лабиринтной секции, сообщенной в верхней части с другой ее полостью, соединенной в нижней части с внешней средой.
Основными недостатками используемых устройств являются следующие:
1) большая длина, около 2 м, что создает значительные сложности при спусках и подъемах насоса во время проведения ремонтных работ в скважинах с искривленным стволом;
2) при работе в результате вибрации возможно отворачивание крепежных болтов, разгерметизация насоса, обрыв двигателя и компенсатора;
3) при снижении объема перекачиваемой жидкости ухудшаются условия охлаждения электродвигателя, что приводит к подъему температуры и увеличению давления масла. При увеличении давления происходит разрыв разделяющей диафрагмы или утечка масла через торцевые уплотнения и проникновение пластовой жидкости внутрь электродвигателя. При утечке масла из протектора подшипник, размещенный в верхней части протектора, не смазывается, что приводит к его перегреву, заклиниванию вала и преждевременному выходу оборудования из строя.


Рисунок 3.2 – Вид лабиринтной секции и секции с эластичной диафрагмой