БИЛЕТ № 16. При интенсивном перемешивании водонефтяной смеси, когда она движется по насосно-компрессорным трубам ипромысловым трубопроводам

При интенсивном перемешивании водонефтяной смеси, когда она движется по насосно-компрессорным трубам ипромысловым трубопроводам, составляющие ее компоненты (нефть и вода) дробятся на мельчайшие капельки, при этом скорость оседания или всплывания их очень мала (0,1 м/с и менее). В результате полного разделения жидкостей не происходит даже при длительном ее отстаивании. Такое состояние смеси называют эмульсией. В зависимости от физико-химических свойств жидкостей, образующих смесь, эмульсии могут быть двух видов: I) нефть в воде (мельчайшие капельки нефти взвешены в воде) и 2) вода в нефти (капельки воды взвешены в нефти).

Для разрушения эмульсий применяют следующие способы: 1) термический (нагревание смеси до 40—85 °С), 2) механический (фильтрование или центрифугирование), 3) химический (обработка эмульсии специальными химическими реагентами, называемыми деэмульгаторами), 4) электрический (воздействие электрическим полем), 5) магнитный (воздействие магнитным полем).

Термический способ способствует снижению вязкости смеси и ускорению выпадения крупных капель воды; его применяют в сочетании с другими способами (химическим или электрическим) . В качестве химических деэмульгаторов на промыслах используют так называемый нейтрализованный черный контакт (НЧК), дисолъван, сепарол и др. Деэмульгаторы способствуют слиянию мелких капель воды в более крупные и более быстрому их осаждению.

Добываемая нефть обычно содержит то или иное количество солей в растворенном или кристаллическом состоянии; значительное количество солей содержится в сопутствующей воде. Это способствует коррозии трубопроводов и оборудования на нефтеперерабатывающих заводах. Избыток солей удаляется путем промывания нефти теплой водой, которая довольно быстро растворяет их. Остаточное содед^ании воды в товарной нефти не должно превышать 0,5— 2%, а солей— 900 мг/л.

Если при транспортировке нефти на перерабатывающие заводы не обеспечивается герметичность транспортной системы, что ведет к испарению и потере легких компонентов, то прибегают к стабилизации нефти на промыслах. Стабилизация заключается в нагревании нефти до 80— 120 °С, при которой отделяются легкие компоненты. После конденсации эти компоненты транспортируются отдельно. Нефть на промыслах хранят в резервуарах, объем которых может составлять от 100 до 5000 м .

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали применяться гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120—140 т/сут, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми на­сосными установками, всего 15 т/сут. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — более 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2—3 лет без подъема.

УСТАНОВКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатораи станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Ток питания подводится через брони­рованный кабель, который спускается в скважину парал­лельно насосно-компрессорным трубам (НКТ) и крепится к ним хомутиками. Конец кабеля плоский. Кабель имеет кабельную муфту для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки. Питание электродвигателя осуществляется от промысловой сети, напряжение которой регулируется авто­трансформатором.Управление и контроль за работой насоса проводят с помощью станции управления.

Длина электродвигателя в зависимости от мощ­ности может достигать 10 м. Статор двигателя состоит из магнитныхи немагнитныхпакетов, собранных в общем кор­пусе. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выполнена из масло- и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит из отдельных секций, собранных на валу. Между роторными секциями установлены промежуточные опорные подшипники ка­чения или скольжения.Скорость вращения ротора ПЭД со­ставляет около 3000 об/мин.

Для серийных центробежных насосных установок выпускают двигатели мощностью от 10 до 125 кВт. Наружные диаметры корпусов равны 103, 117 и 123 мм. В настоящее время выпу­скаются погружные электродвигатели в термостойком испол­нении для эксплуатации установок при температурах до 95°С.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колесасобраны на валу(на шпонке) скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратахкак на подпят­никах. Для уменьшения трения в расточку нижнего диска ко­леса запрессованы текстолитовые шайбы 6. Вал поддержива­ется подшипниками: верхним — скольженияи нижним радиально-упорным. Число рабочих колец и направляющих ап­паратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. При большом числе ступеней их размещают в двух, а иногда и в трех корпусах, соединенных в секции одного насоса. В сое­динительном патрубке верхней части насоса устанавливают обратный шариковый клапан, который необходим для заполне­ния НКТ жидкостью перед пуском насосного агрегата в экс­плуатацию и удержания жидкости в них при вынужденных остановках работы скважины. Над обратным клапаном в конце НКТ имеется сливной патрубок, используемый для спуска жидкости при подъеме насосного агрегата на поверхность.

В зависимости от условий эксплуатации используют также насосы в износоустойчивом исполнении, которые применяют в обводненных скважинах со значительным содержанием песка (до 1 %). Рабочие колеса этих насосов изготовляют из полиа­мидной смолы, а в корпусе насоса устанавливают промежуточ­ные резино -металлические подшипники.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.

Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами. Наружные диаметры корпуса насоса и протектора соответственно равны 92 и 114 мм.

Устье скважины оборудуют устьевым оборудованием ОУЭН. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специ­альной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отвер­стие для кабеля.Крестовинанавинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и ре­зиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной ли­нией , на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка,установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследова­ния. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве заме­ряются манометрами.

14 вопрос

Помпа́ж (фр. pompage) — неустойчивая работа насоса (компрессора) , характеризуемая резкими колебаниями напора и расхода перекачиваемой жидкости (газа) . При помпаже появляются сильные пульсации потока, проходящего через насос (компрессор) , возникают вибрации лопаток и тряска, которые могут вызвать разрушение насоса (компрессора) . Помпаж зачастую связан с явлением гидроудара.

Возможен для всех компрессоров динамического сжатия (осевых, центробежных) . При помпаже резко ухудшается аэродинамика проточной части, компрессор не может создавать требуемый напор, при этом, давление за ним на некоторое время остаётся высоким. В результате происходит обратный проброс воздуха. Давление за компрессором уменьшается, он снова развивает напор, но при отсутствии расхода напор резко падает, ситуация повторяется. При помпаже вся конструкция испытывает большие динамические нагрузки, которые могут привести к её разрушению.

С целью защиты насосов/компрессоров применяют системы антипомпажной защиты и частотно-регулируемый электропривод для недопущения выхода системы из заданных параметров.