Эксплуатация скважин, оборудованных электропогружными центрабежными насосными установками. Электропогружные установки нефть


Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти

 

Изобретение относится к диагностике оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные двигатели. В способе определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки. В качестве сигнала регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля. Затем анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации. Изобретение направлено на обеспечение возможности производить оценку технического состояния работающей установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы. 6 ил.

Изобретение относится к области диагностики оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные электродвигатели.

Известен способ диагностики (контроля) погружных электродвигателей и насосов по параметрам вибрации, который используется на стендах по обкатке и испытанию (Положение о системе технического обслуживания и ремонта нефтепромыслового энергомеханического оборудования ОАО "Самотлорнефтегаз" по фактическому состоянию, - РД 153-39,1-046-00, Тюмень, 2000 г.). В известном способе выбираются точки для измерения вибрации, которые располагаются на корпусе электродвигателя и насоса в зоне установки верхнего и нижнего подшипников и посередине между ними. Оценку технического состояния электродвигателей и насосов производят по результатам измерения вибраций. При обнаружении повышенного уровня вибрации в одной или нескольких точках или при превышении установленных заводом-изготовителем предельных значений электротехнических, технологических параметров или температуры электродвигатель (насос) возвращается в ремонт. Для определения возможных причин повышенного уровня вибрации используют спектральный анализ получаемого вибросигнала, по результатам которого проводят идентификацию дефектов. Известный способ неприменим для оценки технического состояния электропогружной установки в процессе ее эксплуатации, т.к. применяемый в нем метод получения диагностической информации исключает возможность его использования в этой ситуации ввиду отсутствия доступа к элементам конструкции установки. Задача настоящего изобретения заключается в создании способа, позволяющего производить оценку технического состояния работающей электропогружной установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы. Для решения поставленной задачи при определении технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации. Сущность заявляемого способа заключается в следующем. Механические колебания и электрические дефекты, возникающие в электрических машинах роторного типа во время их работы, порождают пульсации электромагнитного поля между ротором и статором электродвигателя и, как следствие, пульсации тока в обмотках статора и линиях электропитания. Заявляемый способ основан на регистрации и анализе флуктуации интегральной составляющей фазных токов питания асинхронного электродвигателя. Причем регистрацию осуществляют путем установки датчика на все фазы энергоподводящего кабеля электродвигателя установки. Такой способ измерения диагностической информации позволяет существенно снизить влияние основной составляющей промышленной частоты 50 Гц на результат измерения, вследствие взаимной компенсации ЭДС токов фаз, и регистрировать преимущественно их флуктуации. Таким образом, новый технический результат заключается в новом способе получения диагностического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала в отличие от сигнала, полученного способом по прототипу, обусловлена не только вибрацией корпуса установки, элементов ее конструкции, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации установки. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки. Этот способ получения диагностического сигнала можно применять для диагностируемой установки неоднократно и, анализируя форму и амплитуду полученного сигнала, по их изменению в сравнении со значениями предыдущих измерений, решить поставленную задачу - судить о техническом состоянии работающей установки, в том числе о возможности ее дальнейшей эксплуатации. Для набора достаточного количества статистических данных с помощью заявляемого способа обследовалось 98 единиц погружного оборудования. Данный пример иллюстрирует использование способа на одной из нефтяных скважин Самотлорского УДНГ ТНК г. Нижневартовска. Технологический режим установки, условия подачи электроэнергии на электродвигатель погружного насоса и условия измерения одни и те же. В качестве привода ЭПУ на нефтедобывающих скважинах используются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Измерения проводились на энергоподводящих кабелях установок (ЭПУ), непосредственно в местах ввода в планшайбу устьевой (фонтанной) арматуры. Датчик напряжения с аналоговым выходом по напряжению и кабелем для подключения к анализатору в виде токовых клещей устанавливали одновременно на три фазы кабеля. Сигнал от датчика поступает на записывающий прибор, далее на компьютер для анализа и хранения. На фиг. 1 приведен график, иллюстрирующий изменение амплитуды сигнала переменной составляющей суммы фазных токов питания во времени в течение 0,12 секунд, на фиг.2 - частотный спектр этого сигнала в полосе 0-200 Гц. На фиг.3-4 - то же, соответственно, только через 2 месяца работы установки. На фиг.5-6 - то же, через 4 месяца работы установки. На приведенных графиках (фиг.1,3,5) прослеживается рост амплитуды основной составляющей его частоты во времени. Так как измерения проводились при одинаковых условиях подачи электропитания и неизменных технологических параметрах, а амплитуда интегральной составляющей фазных токов изменилась, то можно считать, что причина ее изменения заключается в "перекосе фаз" электродвигателя в результате изменения величин векторов фазных токов или изменением углов между ними, причиной которого могут являться электрические дефекты обмоток статора или увеличение тормозного момента, действующего на вал установки. На графиках спектров (фиг.2,4,6) прослеживается рост амплитуды боковой гармоники от частоты сети 50 Гц, которая соответствует частоте вращения вала. По ее росту можно судить об увеличении тормозного момента, действующего на вал агрегата со стороны внешних сил или росте вибрации установки на оборотной частоте, причиной которых могут являться засорение проточной части погружного насоса или износ подшипников скольжения установки. Таким образом, приведенные примеры иллюстрируют возможности заявляемого способа для определения технического состояния работающих электропогружных установок.

Формула изобретения

Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, отличающийся тем, что регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.08.2005        БИ: 23/2005

www.findpatent.ru

Эксплуатация скважин, оборудованных электропогружными центрабежными насосными установками.

Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  
Наряду с глубинными штанговыми насосами большое применение находят установки электропогружных центробежных насосов, которые используют при эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин в агрессивных средах. УЭЦН, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность (до сотен киловатт), а значит увеличивать добывные возможности оборудования этого вида. Кроме того, погружные центробежные электронасосы относятся к типу динамических насосов, которые отличаются мягкой рабочей характеристикой. Однако они чувствительны к газу, вязкости перекачиваемой жидкости и наличию в ней механических примесей. Регламентированные техническими условиями показатели — содержание свободного газа на приеме, количество механических примесей, вязкость – из-за причин как технического, так и организационного характера трудновыполнимы. На ряде месторождений различных нефтяных районов достигаются высокие технико-экономические показатели при эксплуатации скважин УЭЦН.

Погружные центробежные электронасосы приводятся во

вращение погружным электродвигателем специальной

конструкции. Электродвигатель питается с поверхности

электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего

автотрансформатора или

Рис. 3.1. Установка электропогружного центробежного насоса:

а – УЭЦН: / – гидрозащита, 2 – насос, 3 – кабельная линия, 4 – НКТ, 5 -

металлический пояс, 6 – оборудование устья скважины, 7 – станция

уПравления, 8 – трансформатор; б – центробежный многоступенчатый

электронасос: / – верхняя секция с ловильной головкой, 2 – нижняя секция, 3

- шлицевая муфта, 4 – опорная пята, 5 – корпус подшипника, 6 -

направляющий аппарат, 7 – рабочее колесо, 8 – корпус, 9 – вал, 10 – шпонка,

// – подшипник скольжения, 12 -защитная втулка, 13 – основание, 14 -

фильтр, 15 – приводная муфта

Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  

 

 

Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  

Таблица 3.1 Техническая характеристика ПЦЭН

трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. Погружной центробежный электронасос спускается в скважину под расчетный динамический уровень. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясами электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектор или гидрозащита.

Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 3.1, а. Установка включает в себя: погружной электродвигатель, гидрозащиту /, насос 2, кабельную линию 3, насосно-компрессорные трубы 4, металлический пояс 5, оборудование устья скважины 6, станцию управления 7, трансформатор 8.

Основным элементом является многоступенчатый, секционный погружной центробежнУЭЦНый электронасос (рис. 3.1, б), (табл. 3.1). Каждая ступень ПЭЦН состоит из направляющего аппарата 6 и рабочего колеса 7, насаженного на общий вал 9 всех ступеней секции. Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой 10 и имеют скользящую посадку, а направляющие аппараты – в корпусе насоса, представляющем собой трубу. Число ступеней может достигать 400. Во время вращения колес напор преобразуется в давление, развиваемое насосом, которое определяется числом ступеней и частотой вращения рабочих колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.

За последние десять лет конструкторами и заводами-изготовителями выполнены значительные работы по повышению надежности отдельных узлов УЭЦН, но ряд технических решений требует дальнейшего совершенствования. Это касается в первую очередь электродвигателя, гидрозащиты и кабеля.

На некоторых месторождениях ОАО "Оренбургнефть", например Зайкинском, вследствие высоких пластовых температур, достигающих 100 °С и более, отечественные двигатели вообще неприменимы.

Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  
Количество осложненных скважин непрерывно

увеличивается, поэтому разработка ряда специальных насосов для таких скважин – одна из важных задач.

 

Эксплуатация скважин, оборудованных малораспространенными

Скважинными насосными установками для подъема нефти

(ГПНУ, ЭДНУ, ССНУ)

ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса

Гидропоршневые насосы (ГПН) состоят из двух основных частей: гидравлического поршневого двигателя объемного типа D (рис. 12.1) и соединенного с двигателем общим штоком поршневого насоса двухстороннего действия Н. Важным элементом ГПН, управляющим его работой, является золотниковое устройство 3. По принципу действия оно аналогично действию четырехходового крана. Внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения (рис. 12.1, сплошные и пунктирные линии). Такие переключения (повороты) осуществляются автоматически от штока двигателя.

Рабочая жидкость нагнетается с поверхности силовым насосом по трубопроводу 1 (НКТ) и при положении золотника, показанном на рисунке, попадает в верхнюю полость цилиндра двигателя D. Одновременно нижняя полость цилиндра двигателя D с помощью золотника сообщается с выкидной линией 2 (кольцевое пространство).

Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  
Под действием давления рабочей жидкости поршень 3 двигателя совершает ход вниз. Жидкость из-под поршня выходит через золотник в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство). В конце хода вниз четырехходовой кран (золотник) автоматически поворачивается на 90°, а его каналы занимают положение, показанное на рис. 12.1 пунктиром. Рабочая жидкость из трубопровода 1 (НКТ) благодаря новому положению золотника получает доступ в нижнюю полость цилиндра двигателя D, а отработанная жидкость из верхней полости цилиндра попадает в выкидную линию 2. Под действием давления рабочей жидкости, поступающей в нижнюю полость, поршень 3 совершает ход вверх. В конце хода вверх золотник, связанный со штоком двигателя, снова поворачивается на 90° в обратную сторону, а его каналы снова занимают первоначальное положение. Это обеспечивает поступление рабочей жидкости в верхнюю полость двигателя и ход вниз. Скорость перемещения поршня двигателя и число его ходов, очевидно, будет зависеть от скорости закачки рабочей жидкости. При малой скорости закачки число ходов поршня двигателя будет малым и наоборот. Однако число ходов не может увеличиваться беспредельно. Инерция поршневой группы агрегата, золотника и жидкости в каналах будет лимитировать число 1 ходов, которое обычно не превышает 100.МЛ
Дата   Гр. Э – 03 – 1ДС.  
НИНГ.130503.65.03 НРГз-08 (2)  
Рис. 12.1. Принципиальная схема гидропоршневого насоса двойного действия с золотником, схематично показанного в виде двухходового крана

Жестко со штоком двигателя связан поршень (плунжер) 4 скважинного насоса Н, который также совершает возвратно-поступательное движение. Цилиндр насоса имеет с обеих сторон по одному нагнетательному 5 и всасывающему 6 клапану. При ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость под действием давления на глубине погружения насоса будет поступать в верхнюю полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 и через верхний всасывающий клапан 6. Пластовая жидкость из нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет вытесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с отработанной рабочей жидкостью. При ходе поршня 4 вверх в полости под поршнем будет происходить всасывание пластовой жидкости через нижний всасывающий клапан 6, а в полости над поршнем нагнетание пластовой жидкости через верхний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2, т. е. в кольцевое пространство.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Электропогружной насос - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Электропогружной насос

Cтраница 2

При эксплуатации наклонных скважин электропогружными насосами последние устанавливаются, в зависимости от динамического уровня в эксплуатационной колонне, в интервале 1000 - 1600 м по вертикали. С увеличением интенсивности искривления ствола в интервале работы электропогружных установок увеличивается износ центробежных насосов и уменьшается период работы скважины. Поэтому интенсивность искривления в указанном интервале не должна превышать 3 на 100 м проходки, что обеспечивается применением КНБК со стабилизирующими устройствами.  [16]

За последнее время нашли применение электропогружные насосы, опускаемые в скважину на трубах, по которым нефть поступает на поверхность: насос приводится в движение электромотором, расположенным непосредственно в скважине и получающим электропитание по специальному кабелю. Указанными методами на поверхность удается поднять от 30 до 50 % нефти, содержащейся в пластах.  [17]

Некоторое неудобство вызывает и применение электропогружных насосов, вместо наземных.  [18]

Нефтяная скважина, оборудованная установкой электропогружного насоса ( УЭЦН), представляет собою, с точки зрения коррозионных процессов, сложную систему, в которой довольно своеобразно распределены нефте -, водо-и газовые потоки добываемой из скважины продукции.  [19]

Ль Эксплуатация осуществляется с помощью электропогружного насоса ЭЦН-250, дебит нефти - 6 2 т / сут.  [20]

Повышенную опасность представляют скважины с электропогружными насосами, так как предполагают использование разветвленной сети электропроводов и кабелей, находящихся под напряжением. Поэтому имеется опасность теплового проявления коротких замыканий и перегрузок силовой сети.  [21]

Подземная конденсатная емкость 3 оборудована электропогружным насосом, включение и отключение которого происходит автоматически по достижению верхнего и нижнего предельного уровня.  [23]

Теперь в практику начинает входить белее простой и экономичный электропогружной насос - винтовой.  [24]

Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной электропогружным насосом, показана на рис. 18.4. Схема предусматривает установку станции управления 2 типа ПГХ 5071 или ПГХ 5072, электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ, разгруженного отсекателя 1 типа РОМ-1 и устройство 3 для запуска шаров, очищающих трубы от парафина.  [26]

Расчеты производятся для случая эксплуатации скважин электропогружными насосами, так как большинство скважин на рассматриваемом участке эксплуатируются ЭЦН.  [27]

Затраты, связанные с эксплуатацией скважин электропогружными насосами.  [28]

В подъемных колоннах фонтанных и оборудованных электропогружными насосами скважин основными средствами борьбы с отложением парафина по-прежнему остаются раздвижные скребки, а в глубинно-насосных - пластинчатые скребки на штангах.  [29]

Представляют нормы и процедуры проведения эксплуатационных испытаний электропогружных насосов, предназначенные для определения соответствия продукции показателям качества. Построение характеристики насоса и сравнение ее с паспортной характеристикой с учетом поправки на фактическое число оборотов и фактическую вязкость жидкости, на которой проводится испытание. Эти практические рекомендации применимы для большинства случаев эксплуатации насосов. Они раскрывают порядок проведения испытаний погружных центробежных насосов ( продаваемых в качестве новых) производителем, поставщиком или потребителем согласно приведенным в данных рекомендациях минимальным техническим условиям.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Электропогружной насос - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Электропогружной насос

Cтраница 1

Электропогружной насос - хороший механизм, но и у него есть слабые места.  [1]

Электропогружным насосом можно извлекать значительно больше нефти, чем штанговым. Производительность его может достигать 700 кубометров жидкости в сутки. Такие агрегаты выгодно применять при форсированном отборе, когда нужно извлекать из обводнивше-гося пласта остаточную нефть.  [2]

При использовании электропогружных насосов перемешивание происходит в рабочих колесах насоса, а также при турбулентном движении смеси в подъемных трубах.  [3]

После подъема электропогружного насоса из скважины машина АТ-2 доставляет на скважину новый барабан, который с помощью лебедки, смонтированной на этой же машине, по накатам опускается и укладывается своими полуосями на опорные подшипники свободной секции кабеленаматывателя.  [5]

Проблема полетов электропогружных насосов в технологическом процессе нефтедобычи не нова и, несмотря на растущее внедрение различных станций управления, разработанных на современной элементной базе, она остается крайне актуальной.  [7]

Эксплуатация скважин электропогружными насосами способствует улучшению всех показателей. Межремонтный период работы скважин растет до 60-ти дней, устраняются причины выпадения солей на поверхностях труб, резко увеличиваются сроки эксплуатации насосно-компрессорных труб, уменьшается количество ремонтов скважин.  [8]

Станком-качалкой или электропогружным насосом удается взять из пласта немало горючего.  [9]

При эксплуатации электропогружными насосами скважин, в продукции которых содержится значительное количество песка, необходимо применять износоустойчивые специального типа ЭЦНИ.  [10]

Масло протекторное для электропогружных насосов должно соответствовать требованиям, указанным в таблице.  [11]

По мере освоения электропогружных насосов может применяться вариант с верхним приемом нефти и нефтепродуктов из резервуаров; при этом погружные насосы монтируются через покрытие. Децентрализованные системы ( ДС) внутрипарковой перекачки нефти и нефтепродуктов при помощи погружных насосов отличаются высокой эффективностью.  [12]

Скважина была оборудована электропогружным насосом.  [13]

При установке над электропогружным насосом перепускного клапана обеспечивается возможность освоения скважины откачкой жидкости свабом с пропуском загрязненной технологической жидкости в обход насоса с последующим его запуском на чистой пластовой жидкости в оптимальном режиме.  [14]

Рассмотрим схему автоматики работы электропогружного насоса, подающего воду на водонапорную башню для водоснабжения нефтебазы.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

СОДЕРЖАНИЕ

лист

ВВЕДЕНИЕ

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.

1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение и технические данные УЭЦН.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача м\сут, 1200, 1100 – напор, м.в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении 1.

1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи .

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.

Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена в Азинмаше В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с электроприводом разрабатывались в предвоенный период А.А.Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговым насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (см. рисунок 1.2.)

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.

Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.

mirznanii.com

Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления

Изобретение может быть использовано для добычи продукции с высоким газодержанием и низкой плотностью из скважины. Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости режима работы установки в скважине, откачивающей легкие углеводороды с высоким содержанием попутного газа. Для этого на заданную глубину в скважину спускают установку, включающую электроцентробежный насос (ЭЦН) и погружной асинхронный электродвигатель (ПАД). Устанавливают частоту fп тока, питающего ПАД, в пределах fп=(0,74-0,78)f, запускают ПАД, откачивают из эксплуатационной колонны (ЭК) жидкость глушения до динамического уровня. После пуска ПАД в затрубное пространство скважины закачивают сжатый инертный газ. При этом контролируют динамический уровень скважины с частотой (4-6) раз в час. Инертный газ из затрубного пространства стравливают в систему нефтесбора с темпом понижения избыточного давления (2-4) ат/час и ограничивают величину тока, питающего ПАД, на уровне номинального значения. Причем поддерживают указанное значение с одновременным изменением частоты тока обратно пропорционально изменению величины тока, питающего ПАД. При этом внутри ЭК расположена насосно-компрессорная труба с размещенным в ее нижней части ЭЦН. С валом ЭЦН жестко соединен ПАД. Устьевая часть ЭК через задвижку и патрубок связана с насосно-компрессорной установкой, а через вторую задвижку, обратный клапан - с узлом штуцерной камеры и системой нефтесбора. Для определения текущего значения динамического уровня на арматуре устья скважины установлен эхолот. На поверхности скважины установлена станция управления, включающая преобразователь частоты, соединенный через трансформатор, силовой кабель, снабженный высокотемпературной кабельной вставкой, с ПАД, контроллер, выходом подключенный через ПИ-регулятор к управляющему входу преобразователя частоты, а входом - к погружному блоку телеметрии. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи продукции с высоким газодержанием и низкой плотностью из скважины, оборудованной погружной электроцентробежной насосной установкой.

Известен способ отбора нефти из скважин путем подбора соответствующей установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) расчетным путем, оснащенной газосепаратором (Г.З.Ибрагимов и др. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. М.: Издательство МГОУ, 2005 г.)

После спуска в скважину и подачи напряжения на электродвигатель УЭЦН осуществляют вывод скважины на стационарный режим работы. При этом периодически, с помощью автоматизированной газозамерной установки (АГЗУ) определяют текущее значение суточной производительности насоса (Qж), с помощью эхолота определяют текущее значение уровня жидкости в скважине (Ндин), с помощью манометров определяют значение затрубного давления в скважине (Рз). Периодически, с помощью проботборного вентиля, установленного на арматуре устья скважины, отбирают пробы скважинной продукции на значение ее текущей обводненности (В, %). С помощью установленных в станции управления приборов измеряют текущее значение токовых нагрузок на электродвигателе, настраивают «защиты», с допустимым для двигателя отклонением от номинальных токовых нагрузок (Iном): при «перегрузе (ЗП)», именуемой защитой от перегрузки, и «недогрузе (ЗСП)», именуемой «защитой от срыва подачи». В процессе вывода скважины на стационарный режим работы ЭЦН периодически отключают для естественного охлаждения электродвигателя и восстановления уровня жидкости в скважине. Скважина считается выведенной на стационарный режим работы, если в течение последних 8-ми часов непрерывной работы УЭЦН наблюдается стабилизация значений Qж, Ндин и В.

Недостатки известного способа заключаются в том, что он неприемлем при разработке пластов с легкими углеводородами, которые характеризуются высоким газосодержанием (до 250 м3/т). Это выражается в том, что при снижении давления на приеме электроцентробежного насоса объем газовой фазы увеличивается в несколько раз и газосепаратор не обеспечивает отвод поступающего газа до номинального для ЭЦН значения. В тоже время при поступлении из продуктивного пласта продукции малой плотности (газожидкостной смеси) происходит кратное снижение токовых нагрузок и, соответственно, потребляемой погружным электродвигателем мощности. Потребляемый ток двигателя Iт снижается до значений тока холостого хода Ixx двигателя, т.е. Iт≈Ixx и установленный в станции защитный блок ЗСП отключает электродвигатель. УЭЦН, подобранная расчетным путем по известным методикам в скважинах с большим газосодержанием, работает в периодическом (неустойчивом) режиме и не выходит на стационарный режим работы. В случае принудительного «загрубления» параметров ЗСП на станции управления двигатель УЭЦН в скважине «перегревается» со снижением сопротивления изоляции обмоток статора и выходит из строя.

Наиболее близким аналогом является способ отбора нефти из скважин установкой, включающей электроцентробежный насос, приводимый в действие погружным асинхронным двигателем (Патент RU 2016252, МПК F04D 15/00, опубл. 15.07.1994), включающий измерение и поддержание заданных значений давления на приеме центробежного насоса, измерение активной мощности и рабочего тока двигателя, вычисление энергетического коэффициента и регулирование скорости вращения привода насоса путем изменения частоты тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель.

В указанном патенте описана установка для осуществления известного способа откачки нефти, которая содержит эксплуатационную колонну, погружной асинхронный двигатель, приводящий в действие электропогружной центробежный насос (ЭЦН), насосно-компрессорные трубы. Питание погружного асинхронного двигателя осуществляется от силового трансформатора через станцию управления по силовому кабелю. Для измерения давления в межтрубном пространстве, на устье и для контроля выкидной линии использованы манометры. Регулирование подачи обеспечивается штуцером, а предотвращение слива жидкости из выкидной линии в межтрубное пространство скважины и стравливание избыточного давления обеспечивается обратным клапаном.

Недостатками известного способа и установки являются: необходимость в дополнительном тестировании на стенде каждой секции установки с последующим проведением расчетов энергетического коэффициента; отсутствие технических средств (стендов) и соответствующих методик по оценке активной потребляемой мощности ЭЦН при перекачивании жидких сред с большим (>70%) объемным газосодержанием; существенное отличие энергетического коэффициента, установленного на воде, от энергетического коэффициента, полученного для газожидкостных сред и, следовательно, невозможность достижения устойчивой работы установки, реализующей вышеуказанный способ.

Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости режима работы установки в скважине, откачивающей легкие углеводороды с высоким содержанием попутного газа.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе откачки нефти с высоким значением попутного газа установку, включающую электроцентробежный насос, погружной асинхронный электродвигатель, спускают в скважину на заданную глубину, устанавливают частоту fп тока, питающего погружной асинхронный двигатель, в пределах fп=(0,74-0,78)f, запускают погружной асинхронный двигатель, приводя в действие насос, откачивают из эксплуатационной колонны жидкость глушения до динамического уровня, после пуска погружного асинхронного электродвигателя в затрубное пространство скважины закачивают сжатый инертный газ, при этом контролируют динамический уровень скважины с частотой (4-6) раз в час, с момента начала поступления продукции пласта в систему нефтесбора, инертный газ из затрубного пространства стравливают в систему нефтесбора с темпом понижения избыточного давления (2-4) ат/час и ограничивают величину тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, на уровне номинального значения, поддерживая указанное значение с одновременным изменением частоты тока обратно пропорционально изменению величины тока, питающего погружной асинхронный двигатель.

Установка для откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа содержит эксплуатационную колонну, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба с размещенными в ее нижней части центробежным насосом, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель, устьевая часть колонны через первую задвижку и патрубок связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой для закачки инертного газа, а через вторую задвижку, обратный клапан - с узлом штуцерной камеры и системой нефтесбора, эхолот для определения текущего значения динамического уровня, размещенный на арматуре устья скважины, станцию управления, установленную на поверхности скважины, включающую преобразователь частоты, соединенный через трансформатор, силовой кабель, снабженный высокотемпературной кабельной вставкой, с погружным асинхронным электродвигателем, контроллер, выходом подключенный через ПИ-регулятор к управляющему входу преобразователя частоты, а входом - к погружному блоку телеметрии, установленному на погружном асинхронном электродвигателе.

На фиг.1 представлена схема скважины, оборудованной установкой для откачки нефти с большим газосодержанием из скважины.

На фиг.2 - блок-схема станции управления.

Установка для откачки нефти с большим газосодержанием из скважины содержит продуктивный пласт 1 (фиг.1), эксплуатационную колонну 2, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба 3 с размещенным в ее нижней части центробежным насосом 4, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель 5. Устьевая часть колонны через первую задвижку 6 и патрубок 7 связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой (отсутствует на чертеже) для закачки инертного газа, а через вторую задвижку 8, обратный клапан 9 - с узлом штуцерной камеры 10 и системой нефтесбора (не обозначено не чертеже). Задвижки 6 и 8 предназначены для открытия и закрытия затрубного пространства скважины. Для определения текущего значения динамического уровня использован акустический эхолот 11, а для контроля величины затрубного давления - манометр 12, размещенные на арматуре устья скважины. На поверхности скважины установлены станция управления 13 (фиг.2), включающая преобразователь частоты 14, соединенный через повышающий трансформатор 15, силовой кабель 16 (фиг.1), снабженный высокотемпературной кабельной вставкой 17, с погружным асинхронным электродвигателем 5. Станция управления снабжена контроллером 18 (фиг.2), выходом подключенный через ПИ-регулятор 19 к управляющему входу преобразователя частоты 14, а входом - к погружному блоку телеметрии 20, установленному на погружном асинхронном электродвигателе 5.

Мощность Рдв погружного асинхронного электродвигателя выбирается с учетом следующих соотношений:

где Qж - потенциальный дебит скважины по жидкости, м3/сут;

Нв - глубина спуска насосного агрегата в скважину по вертикали, м;

γж=0,35 - плотность газожидкостной смеси на приеме установки;

η - коэффициент полезного действия насоса, %.

Номинальную производительность Qн центробежного насоса определяют из соотношения Qн=к·Qж, где к=3÷4 - коэффициент заполнения полости насоса газом, а для подъема газожидкостной смеси из скважины количество рабочих ступений Np в насосе устанавливают из соотношения Нр=Нв/hс.

Высокотемпературная кабельная вставка 17 в нижней части силового кабеля 16 выдерживает температуры до 230°С и имеет длину Lв, определяемую соотношением Lв=0,5Нв-1000, где Lв>0, м.

Контроллер 18 в станции управления 13 выполняет функции по ручному вводу и последующему хранению заданных параметров «уставок» защит и контроль за работой электродвигателя 5, с выдачей информации на дисплейную панель контроллера. В контроллере размещен суммирующий блок (на Фиг.2 не показано), в функции которого входит оценка уровня рассогласования контролируемых параметров (температуры, давления, тока и др.) от заданного значения и выдача управляющих сигналов (команд) для устранения этого рассогласования (приближение к нулю).

Преобразователь частоты (ПЧ) 14 предназначен для регулирования выходной частоты для электродвигателя насоса. Трансформатор 15 необходим для повышения выходного напряжения с измененной выходной частотой на выходе ПЧ 14 до напряжения, необходимого для нормальной работы погружного электродвигателя.

Асинхронный погружной электродвигатель своим валом соединен посредством шлицевого соединения с валом насоса и выполняет функцию его привода. За счет изменения частоты тока, подаваемого от станции управления, вал электродвигателя может изменять частоту вращения в диапазоне ±25% от значения промышленной частоты тока и, соответственно, увеличивать или уменьшать производительность насоса и его напор.

Погружной блок телеметрии 20 предназначен для измерения и передачи по медным жилам силового кабеля на контроллер 18 информации о температуре и давлении в электродвигателе 5, а также уровне механических вибраций корпуса электродвигателя.

При работе данной блок-схемы происходит постоянное измерение выходного тока ПЧ 15 и сравнение его с заданным значением тока в ПИ-регуляторе 20. При рассогласовании токовых нагрузок >3% ПИ-регулятор 20 дает команду контроллеру 19 на выработку команды ПЧ 15 на увеличение или уменьшение частоты тока.

С помощью элементов устьевой арматуры (задвижек, манометров, регулируемых штуцеров, размещенных в штуцерной камере) осуществляется ручное управление работой скважины. Обратный клапан 14 обеспечивает стравливание избыточного давления попутного газа в скважине.

Для управления работой ЭЦН (пуск, остановка, работа ЭЦН с заданными временными интервалами, изменение частоты питающего тока, выполнение контролирующих функций с записью текущих параметров работы, защита от недопустимых изменений технологических параметров работы двигателя, насоса и кабеля) служит наземная станция управления.

Для контроля температуры в двигателе, давления на приеме насоса и уровня вибраций используется погружной блок 20 телеметрии.

Способ откачки нефти из скважины с помощью описанной установки осуществляют следующим образом.

Для эксплуатации продуктивного пласта 1 в «заглушенную» нефтяную скважину спускают электропогружную установку (УЭЦН) на расчетную глубину спуска Нсп, например на глубину, отстоящую на 50-100 м выше кровли продуктивного горизонта. Продукция пласта 1 поступает в эксплуатационную колонну 2 после создания депрессии на продуктивный пласт. Это условие начинает выполняться после откачки из эксплуатационной колонны жидкости глушения и понижения уровня в скважине до Нд. При этом развиваемый напор (Ну) ЭЦН должен быть достаточен, чтобы с заданной глубины, определяемой суммой динамического уровня (Нд), и заглубления под уровень (Нз), продукция скважины поднималась до устья и подавалась в систему нефтесбора, преодолевая гидравлическое сопротивление в насосно-компрессорных трубах и внутреннее давление в нефтесборном коллекторе.

Запуск центробежного насоса осуществляют после установления на станции управления частоты fп тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, с учетом соотношения fп=(0,74-0,78)·f, где f - величина промышленной частоты тока. При промышленной частоте 50 Гц частота питающего тока fп=(37÷39) Гц).

При откачке из скважины жидкости глушения, плотность которой при выводе на режим превышает 1 г/см3, до расчетного динамического уровня (Нд) требуется максимальная мощность ПЭД. В предлагаемом способе для компенсации дефицита установленной для ПЭД мощности и увеличения гидравлического напора на выходе ЭЦН после пуска электродвигателя в работу в затрубное пространство скважины через патрубок 7 и открытую задвижку 6 закачивают сжатый инертный газ. Расчетное значение давления в затрубном пространстве определяют с учетом принятой зависимости, включающей текущее значение динамического уровня в скважине (Нд). Динамический уровень скважины определяют акустическим эхолотом 12 с частотой (4÷6) раз в час. После поступления в скважину продукции пласта 1, плотность которой в несколько раз ниже жидкости глушения, потребляемая мощность ПЭД автоматически снизится пропорционально снижению величины плотности откачиваемой газожидкостной смеси. При поступлении на прием насоса газожидкостной смеси с плотностью 0,25-0,35 г/см3 (устанавливают по результатам устьевых проб продукции из скважины) давление в затрубном пространстве скважины принудительно снижают, выпуская газ через задвижку 8 в систему нефтесбора. После поступления продукции пласта в электроцентробежный насос увеличивают частоту тока с темпом (0,2-0,3)Гц в час до выравнивания со значением промышленной частоты. После этого на станции управления включают систему автоматического управления режимом ограничения потребляемого тока погружного электродвигателя (ПЭД), величину которого принимают из паспортных характеристик ПЭД как значение номинального тока ПЭД (Iном). С помощью этой встроенной в СУ функции осуществляется автоматическое поддержание номинального тока ПЭД, с одновременным изменением частоты тока обратно пропорционально величине тока: с увеличением нагрузки ПЭД, то есть с увеличением величины тока, происходит снижение выходной частоты, а при снижении нагрузки, то есть при снижении величины тока, выходная частота тока увеличивается).

Размещение в нижней части кабельной линии высокотемпературной вставки 17 длиной 200-300 м позволяет полностью устранить температурное влияние двигателя и насоса на нижнюю часть кабеля в период вывода скважины на режим и связанных с этим процессом дефицитом охлаждающей жидкости.

При использовании традиционного подхода к эксплуатации скважин УЭЦН, в том числе и по способу, изложенному в наиболее близком по технической сущности аналоге, получить устойчивую работу УЭЦН для нефтяных пластов с большим газосодержанием не представляется возможным. Энергетический коэффициент мощности, полученный на стенде, для аналога определяют с использованием водной среды. В реальных условиях эксплуатации нефтяных скважин с большим газосодержанием он значительно меньше, т.к. перекачивается газожидкостная смесь малой плотности. Следует отметить, что в современных условиях эксплуатации нефтяных месторождений недостаточно оптимизировать работу только скважины и ЭЦН, как это решается в приведенных аналогах и прототипе. Следует оптимизировать работу системы «пласт-скважина-насос» с учетом гидродинамических характеристик и физических свойств флюида пласта, в частности плотности и газосодержания, давления насыщения нефти газом, а также температуры пласта.

Таким образом, изобретение позволяет по сравнению с известным повысить устойчивость работы электропогружной установки в скважинах с большим газосодержанием т.к. направлено на предупреждение условий для срыва подачи насоса, перегрева двигателя и кабеля в нижней части кабельной линии и увеличение наработки на отказ в целом установки.

По сравнению с известными методиками по подбору мощности ПЭД предложенное соотношение по выбору мощности электродвигателя дает примерно в 2,5-3 раза меньшую мощность.

Способ для откачки нефти с большим газосодержанием из скважин и электропогружная установка позволяют вывести скважину на устойчивый режим на длительный период, который ограничен ресурсом работы быстроизнашивающихся деталей установки (опорных текстолитовых шайб, радиальных и осевых подшипников, рабочих колес насоса), оптимизировать отбор продукции из скважины, увеличить наработки на отказ установки.

1. Способ откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа, заключающийся в том, что на заданную глубину в скважину спускают установку, включающую электроцентробежный насос, погружной асинхронный электродвигатель, устанавливают частоту fп тока, питающего погружной асинхронный двигатель в пределах fп=(0,74-0,78)f, где f - величина промышленной частоты тока, запускают погружной асинхронный двигатель, приводя в действие насос, откачивают из эксплуатационной колонны жидкость глушения до динамического уровня, после пуска погружного асинхронного электродвигателя в затрубное пространство скважины закачивают сжатый инертный газ, при этом контролируют динамический уровень скважины с частотой (4-6) раз в час, с момента начала поступления продукции пласта в систему нефтесбора инертный газ из затрубного пространства стравливают в систему нефтесбора с темпом понижения избыточного давления (2-4) ат/ч и ограничивают величину тока, питающего погружной асинхронный электродвигатель, на уровне номинального значения, поддерживая указанное значение с одновременным изменением частоты тока обратно-пропорционально изменению величины тока, питающего погружной асинхронный двигатель.

2. Установка для откачки из скважины нефти с высоким значением попутного газа, содержащая эксплуатационную колонну, внутри которой расположены насосно-компрессорная труба с размещенным в ее нижней части центробежным насосом, с валом которого жестко соединен погружной асинхронный электродвигатель, устьевая часть колонны через первую задвижку и патрубок связана с расположенной на поверхности скважины насосно-компрессорной установкой для закачки инертного газа, а через вторую задвижку, обратный клапан - с узлом штуцерной камеры и системой нефтесбора, эхолот для определения текущего значения динамического уровня, размещенный на арматуре устья скважины, станция управления, установленная на поверхности скважины, включающая преобразователь частоты, соединенный через трансформатор, силовой кабель, снабженный высокотемпературной кабельной вставкой, с погружным асинхронным электродвигателем, контроллер, выходом подключенный через ПИ-регулятор к управляющему входу преобразователя частоты, а входом - к блоку погружной телеметрии, установленном на погружном асинхронном электродвигателе.

www.findpatent.ru

Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти

Изобретение относится к диагностике оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные двигатели. В способе определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки. В качестве сигнала регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля. Затем анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации. Изобретение направлено на обеспечение возможности производить оценку технического состояния работающей установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы. 6 ил.

Изобретение относится к области диагностики оборудования роторного типа для добычи нефти, использующего в качестве привода асинхронные электродвигатели. Известен способ диагностики (контроля) погружных электродвигателей и насосов по параметрам вибрации, который используется на стендах по обкатке и испытанию (Положение о системе технического обслуживания и ремонта нефтепромыслового энергомеханического оборудования ОАО "Самотлорнефтегаз" по фактическому состоянию, - РД 153-39,1-046-00, Тюмень, 2000 г.). В известном способе выбираются точки для измерения вибрации, которые располагаются на корпусе электродвигателя и насоса в зоне установки верхнего и нижнего подшипников и посередине между ними. Оценку технического состояния электродвигателей и насосов производят по результатам измерения вибраций. При обнаружении повышенного уровня вибрации в одной или нескольких точках или при превышении установленных заводом-изготовителем предельных значений электротехнических, технологических параметров или температуры электродвигатель (насос) возвращается в ремонт. Для определения возможных причин повышенного уровня вибрации используют спектральный анализ получаемого вибросигнала, по результатам которого проводят идентификацию дефектов. Известный способ неприменим для оценки технического состояния электропогружной установки в процессе ее эксплуатации, т.к. применяемый в нем метод получения диагностической информации исключает возможность его использования в этой ситуации ввиду отсутствия доступа к элементам конструкции установки. Задача настоящего изобретения заключается в создании способа, позволяющего производить оценку технического состояния работающей электропогружной установки в процессе ее эксплуатации и прогнозировать отказы. Для решения поставленной задачи при определении технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации. Сущность заявляемого способа заключается в следующем. Механические колебания и электрические дефекты, возникающие в электрических машинах роторного типа во время их работы, порождают пульсации электромагнитного поля между ротором и статором электродвигателя и, как следствие, пульсации тока в обмотках статора и линиях электропитания. Заявляемый способ основан на регистрации и анализе флуктуации интегральной составляющей фазных токов питания асинхронного электродвигателя. Причем регистрацию осуществляют путем установки датчика на все фазы энергоподводящего кабеля электродвигателя установки. Такой способ измерения диагностической информации позволяет существенно снизить влияние основной составляющей промышленной частоты 50 Гц на результат измерения, вследствие взаимной компенсации ЭДС токов фаз, и регистрировать преимущественно их флуктуации. Таким образом, новый технический результат заключается в новом способе получения диагностического сигнала, который можно регистрировать во время эксплуатации установки без доступа к элементам конструкции установки. При этом форма и амплитуда полученного сигнала в отличие от сигнала, полученного способом по прототипу, обусловлена не только вибрацией корпуса установки, элементов ее конструкции, но и наличием электрических дефектов, которые проявляются в процессе эксплуатации установки. Полученные таким образом данные являются информацией о техническом состоянии работающей установки. Этот способ получения диагностического сигнала можно применять для диагностируемой установки неоднократно и, анализируя форму и амплитуду полученного сигнала, по их изменению в сравнении со значениями предыдущих измерений, решить поставленную задачу - судить о техническом состоянии работающей установки, в том числе о возможности ее дальнейшей эксплуатации. Для набора достаточного количества статистических данных с помощью заявляемого способа обследовалось 98 единиц погружного оборудования. Данный пример иллюстрирует использование способа на одной из нефтяных скважин Самотлорского УДНГ ТНК г. Нижневартовска. Технологический режим установки, условия подачи электроэнергии на электродвигатель погружного насоса и условия измерения одни и те же. В качестве привода ЭПУ на нефтедобывающих скважинах используются асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Измерения проводились на энергоподводящих кабелях установок (ЭПУ), непосредственно в местах ввода в планшайбу устьевой (фонтанной) арматуры. Датчик напряжения с аналоговым выходом по напряжению и кабелем для подключения к анализатору в виде токовых клещей устанавливали одновременно на три фазы кабеля. Сигнал от датчика поступает на записывающий прибор, далее на компьютер для анализа и хранения. На фиг. 1 приведен график, иллюстрирующий изменение амплитуды сигнала переменной составляющей суммы фазных токов питания во времени в течение 0,12 секунд, на фиг.2 - частотный спектр этого сигнала в полосе 0-200 Гц. На фиг.3-4 - то же, соответственно, только через 2 месяца работы установки. На фиг.5-6 - то же, через 4 месяца работы установки. На приведенных графиках (фиг.1,3,5) прослеживается рост амплитуды основной составляющей его частоты во времени. Так как измерения проводились при одинаковых условиях подачи электропитания и неизменных технологических параметрах, а амплитуда интегральной составляющей фазных токов изменилась, то можно считать, что причина ее изменения заключается в "перекосе фаз" электродвигателя в результате изменения величин векторов фазных токов или изменением углов между ними, причиной которого могут являться электрические дефекты обмоток статора или увеличение тормозного момента, действующего на вал установки. На графиках спектров (фиг.2,4,6) прослеживается рост амплитуды боковой гармоники от частоты сети 50 Гц, которая соответствует частоте вращения вала. По ее росту можно судить об увеличении тормозного момента, действующего на вал агрегата со стороны внешних сил или росте вибрации установки на оборотной частоте, причиной которых могут являться засорение проточной части погружного насоса или износ подшипников скольжения установки. Таким образом, приведенные примеры иллюстрируют возможности заявляемого способа для определения технического состояния работающих электропогружных установок.

Формула изобретения

Способ определения технического состояния электропогружных установок для добычи нефти, в котором регистрируют и анализируют сигнал, порождаемый вибрацией элементов конструкции установки, отличающийся тем, что регистрируют сигнал от переменной составляющей суммы фазных токов питания путем установки датчика напряжения одновременно на три фазы питающего кабеля, анализируют форму и амплитуду полученного сигнала и, сравнивая со значениями предыдущих измерений, оценивают возможность ее дальнейшей эксплуатации.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 27.12.2003

Извещение опубликовано: 20.04.2005        БИ: 11/2005

NF4A Восстановление действия патента Российской Федерации на изобретение

Извещение опубликовано: 20.08.2005        БИ: 23/2005

bankpatentov.ru