Основные узлы УЭЦН и их конструктивные особенности.
УЭЦН состоит из погружного двигателя (ПЭД), к нижней части прикреплен компенсатор. Вал ПЭД соединен через протектор с валом насоса.
1- компенсатор, 2- гидродвигатель, 3- протектор, 4- объемная сетка насоса, 5- насос, 6- кабель, 7- поясок для крепления кабеля, 8- НКТ, 9- устьевая арматура, 10- трансформатор, 11- станция управления.
Погружной насос многоступенчатый, секционный, каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал всех ступеней секции. Рабочие колеса имеют скользящую посадку на валу. Направляющие аппараты закреплены в корпусе насоса. Каждая ступень по воде развивает напор от 3,8 до 6,8 метров.
ПЭД асинхронный эл. двигатель трехфазного тока, с короткозамкнутым ротором, имеет специальную конструкцию вертикального исполнения, позволяющую спускать его в скважину. Строение ротора и статора секционное.
Протектор- устройство, позволяющее предохранять полость маслозаполненного эл.двигателя от проникновения пластовой воды и нефти. Полость двигателя соединена с мешком, наполненным трансформаторным маслом, которое при погружении в скважину через специальный обратный клапан подвергается воздействию давления скважинной жидкости (ГЗ). В результате масло вдоль зазоров вала поступает в ПЭД. Компенсатор- устройство для регулирования объема масла в ПЭД которое расширяется в следствии значительного нагрева двигателя во время эксплуатации. Трансформаторное масло перетекает в эластичный элемент, который расширяется, вытесняет через отверстия в корпусе скважинную жидкость, находящуюся между корпусом компенсатора и маслонаполнительным элементом. При охлаждении ПЭД масло сжимается и под давлением скважинной жидкости, попадающую через отверстия в компенсатор, из эластичного элемента перетекает в полость ПЭД.
|
|
|
СУ- обеспечивает контроль и регулирование работы установки, защиты ЭЦН от перегруза, недогруза, коротких замыкании.
Трансформаторы – повышают напр-е подачи электроэнергии от напр-я промысловой электросети до напряжения питающего тока в ПЭД.
Кавернометрия и какие задачи решает.
Скважина бурится долотом определенного диаметра. Диаметр скважины равный диаметру долота называется номинальным. Из-за технологии бурения фактический диаметр отличается от номинального. Измерение фактического диаметра называется кавернометрией, приборы для измерения – каверномеры. Кавернометрия позволяет решать следующие задачи:
-Определять литологическое строение разреза скважины
- Определять фактический диаметр ствола скважины
- Рассчитывать объем затрубного пространства
|
|
|
- Выделять пористые и проницаемые пропластки
-Определять техническое состояние эксплуатационной колонны (Если скважина обсажена)
Кавернометрия проводится снизу вверх в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины и 1:200 в продуктивных интервалах. Масштаб записи 0,5см:1см или 1см:1см.
Каверномеры классифицируются по типу датчика: индуктивные, емкостные, омические, акустические; по типу прижимного устройства: ромбовидные, рессорные, рычажные, контактные и бесконтактные. Могут быть управляемые и неуправляемые. Если каверномер содержит 2 и более датчиков, то такой каверномер называется профилемер. Наиболее распространенным является рычажный каверномер с омическим датчиком. Он представляет собой корпус, к которому закреплены 4 рычага. Каждый рычаг имеет 2 плеча. Внешнее плечо прижимается к стенке скважины, внутреннее плечо имеет эллипсоидальный профиль, к нему прижимаются вертикальные штоки. Изменение положения вертикального штока через систему шкивов и тросика передается на реохорд кругового сопротивления омического датчика. Объем корпуса заполнен трансформаторным маслом, в нижней части расположен гидравлический компенсатор давления в виде сильфона. Масло служит для смазки механических узлов, повышения диэлектрических свойств и противодавления промывочной жидкости.
|
|
|
Кривая кавернометрии имеет вид:
В скважине с открытым стволом:
В обсаженной скважине:
Схема каверномера:
1 – корпус;
2 – внешнее плечо;
3 – внутреннее плечо;
4 – шток;
5 – система шкивов и тросиков;
6 – круговой рехорд;
7 – омический датчик;
8 – внутренний объем, заполненный маслом;
9 – сильфонный гидравлический компенсатор давления;
10 – кабельная головка.
3. Методика определения технологической эффективности каких – либо ГТМ на месторождениях нефти.
Оценить технологическую эффективность проведенных ГТМ можно:
1. По характеристикам вытеснения(метод промыслового контроля за разработкой).Характеристики вытеснения-функцианальные зависимости между между накопленными отборами нефти и жидкости., по этим зависимостям можно определить объем дополнттельно добытой нефти в результате проведения ГТМ.
2. По результатам обработки гидродинамических исследований(гидродинамические методы контроля за разработкой до и после ГТМ. В основном, оценка проводится ИЛ, КВД без учета притока и их совместной интерпритации. Оценка по ИЛ производится сотоставлением к-та продуктивности до и после ГТМ, оценка по КВД проводится сотоставлением к-та гидропроводности или приведенного радиуса СКВ.
|
|
|
Эффективность ГТМ характеризуют след.параметры:
-дополнительная добыча нефти
-прирост дебита нефти
-снижение текущей обводненности
-сокращение отбора воды
-увеличение МРП
Билет № 84
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 322; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!