Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"
Автор книги: Фердинанд Забиров
Жанр: Учебная литература, Детские книги
Возрастные ограничения: +16
сообщить о неприемлемом содержимом
Текущая страница: 12 (всего у книги 41 страниц) [доступный отрывок для чтения: 13 страниц]
Группа 1 – оборудование в стандартном исполнении, предназначенное для использования в скважинах с незначительным влиянием осложняющих факторов.
Группа 2 – оборудование в коррозионностойком исполнении для использования в скважинах с повышенной коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.
Группа 3 – оборудование в термостойком исполнении для эксплуатации в скважинах с высокой температурой пластовой жидкости.
Группа 4 – оборудование в коррозионно– и термостойком исполнении для эксплуатации в скважинах с высокой температурой и коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.
Группа 5 – оборудование в коррозионностойком исполнении с повышенной термостойкостью для эксплуатации в скважинах с высокой температурой, газовым фактором и коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.
Технические требования к оборудованию группы 1
1. Узел пяты протектора должен комплектоваться подпятником с баббитовым слоем или подпятником из других материалов, не уступающих по своим физико-механическим свойствам. Не допускается установка подпятников из материала БГр-4.
2. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 450 до плюс 1500°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования к оборудованию группы 2
1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали должны быть выполнены из нержавеющих сталей или иметь защитные металлические антикоррозионные покрытия наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".
2. Узел пяты протектора должен комплектоваться подпятником с баббитовым слоем или подпятником из других материалов, не уступающих по своим физико-механическим свойствам. Не допускается установка подпятников из материала БГр-4.
3. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 150°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования к оборудованию группы 3
1) Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 150°C.
2) Для производства диафрагмы гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 170°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования к оборудованию группы 4
1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали должны быть выполнены из нержавеющих сталей или иметь защитные металлические антикоррозионные покрытия наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".
2. Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 150°C.
3. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 170°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям с высоким газовым фактором, сероводороду, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования к оборудованию группы 5
1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали выполняют из нержавеющих сталей или с металлическими антикоррозионными покрытиями наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".
2. Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 2000°C.
3. Гидрозащита должна быть с осевой опорой валов насоса. По заявке НК секции гидрозащиты должны иметь усиленный опорный подшипник для восприятия гидравлической нагрузки от рабочих колес насоса (при работе с насосами компрессионного типа).
4. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 2000°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям с высоким газовым фактором, сероводороду, синтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.
Справочные характеристики скважинных условий:
Тестирование гидрозащиты
Для проверки работоспособности каждая гидрозащита тестируется на стенде испытаний гидрозащит. При тестировании гидрозащита устанавливается на стенд тестирования вертикально, верхний конец вала протектора стыкуется через переводную муфту с валом привода стенда. Гидрозащита проходит обкатку и тестируется. При тестировании проверяют на герметичность; диапазон срабатывания клапанов (при наличии); сравнивают значение потребляемой мощности с заводскими данными. При отклонении каких-либо параметров от допусков гидрозащита признается не прошедшей испытания. При завершении теста распечатывают протокол тестирования.
Рис. 5.40. Протокол тестирования: график изменения: 1 — температуры; 2 — потребляемой мощности; 3 — давления
5.4.5. Проверка герметичности протектора на примере ПБ 92Для проверки герметичности необходимо:
– установить на протектор вместо нижней крышки опрессовочную крышку 7 с переходником 2, краном 4 и манометром 3;
– вывернуть пробки 27(7), 27(2), 21(3);
– ввернуть в отверстие под пробку 21(2) переходник 5 с краном 7 и манометром 6;
– установить протектор вертикально: фланцем присоединения к насосу – вверх;
– присоединить к переходнику 2 маслонасос и закачать в протектор масло до его появления через отверстие под пробку 21(1);
– ввернуть пробку 21(1) и продолжать закачку. При открытии перепускных клапанов произойдет резкий сброс давления в протекторе, после чего закрывают кран 4. Давление открытия клапанов должно быть не более 1,4 кгс/см2. После перекрытия крана 4 следует выдержать 10 мин, в это время давление в протекторе должно зафиксироваться на величине не менее 0,15 кгс/см2. (Данное испытание характеризует герметичность клапанов в обратном направлении);
– продолжать закачку масла в протектор до появления струи масла без пузырьков воздуха через отверстия под пробки 21(2) и 21(3), после чего ввернуть пробку со свинцовой прокладкой в отверстие под пробку 27(5) и перекрыть кран 7;
– поднимать давление в гидрозатворной секции до 0,1 МПа и выдержать 5-10 мин. Отсутствие падения давления свидетельствует о герметичности верхнего торцевого уплотнения. В процессе испытания вал периодически проворачивать;
– сбросить давление в протекторе, не выливая масло из него.
Рис. 5.41. Схема проверки герметичности протектора на примере ПБ 92
Таблица 5.17. Электродвигатель и гидрозащита (ПЭД). Технические требования
Таблица 5.18. Погружной датчик. Технические требования
5.5. ПОГРУЖНЫЕ СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ УЭЦН
5.5.1. Общие сведенияДля подачи переменного тока к погружному электродвигателю служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной сросткой. Соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Кабель крепится к гидрозащите, модуль-секциям и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.
Кабель-удлинитель, проходящий вдоль насоса, имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем.
5.5.2. Конструкция кабеляВ зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:
– в качестве основного кабеля – круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;
– в качестве удлинителя – плоские кабели марок КПБП или КФСБ;
– муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90°C.
Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.
Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110°C.
Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамиднофторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.
Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160°C.
Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамиднофторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.
Конструкции наиболее распространенных отечественных кабелей КПБК (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный круглый) и КПБП (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский) представлены на рис. 5.42.
Рис. 5.42. Конструкция кабелей КПБК (а) и КПБП (б): 1 — медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов (например, из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотности); 5 – броня из стальной оцинкованной ленты 5-образного профиля (для КПБК) или ступенчатого профиля (для КПБП)
Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полиамидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил и др.
Кабельная линия УЭЦН – элемент установки, предназначенный для передачи электрической энергии погружному электродвигателю.
Кабельная линия состоит из основной длины, удлинителя, кабельной муфты, предназначенной для соединения с узлом токоввода электродвигателя.
5.5.3. Группы исполнения, обозначения, типы моделей кабелей принятые на разных заводах-изготовителях, группы исполненияКонструкция кабелей (производство ООО «Подольсккабель»)
1. КПБП-90 КПБК-90 (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения):
Рис. 5.43. КПБК-90 (а) КПБП-90 (б) (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – полиэтилен; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента
2. КПсПБП-120, КПсПБК-120 (КПсПБкП-120, КПсПБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения):
Рис. 5.43. КПБК-90 (а) КПБП-90 (б) (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – полиэтилен; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента
3. КПсПпБП-120, КПсПпБК-120 (КПсПпБкП-120, КПсПпБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения):
Рис. 5.45. КПсПпБП-120 (а) КПсПпБК-120 (б) (КПсПпБкП-120, КПсПпБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – радиационно-модифицированная композиция; 3 — изоляция – сополимер пропилена; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента
4. КПсПБП-130, КПсПБК-130 (КПсПБкП-130, КПсПБкК-130 – кабели коррозионностойкого исполнения):
Рис. 5.46. КПсПБП-130 (а) КПсПБК-130 (б) (КПсПБкП-130, КПсПБкК-130 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – радиационно-модифицированная композиция; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента
5. КПсТБП-150, КПсТБК-150 (КПсТБкП-150, КПсТБкК-150 – кабели коррозионностойкого исполнения):
Рис. 5.47. КПсТБП-150 (а) КПсТБК-150 (б) (КПсТБкП-150, КПсТБкК-150 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – сшитый полиолефин; 3 — изоляция – термопластичный эластомер; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента
Конструкция кабелей (производство ЗАО «Кавказкабель»)
Рис. 5.48. Кабель в полиэтиленовой изоляции (КПБП-90): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – полиэтиленовая изоляция; 3 – второй слой – полиэтиленовая изоляция; 4 — защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 5 – профилированная стальная оцинкованная лента
Рис. 5.49. Кабель с изоляцией из блоксополимера (КПпБП-120): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – изоляция из композиции блок-сополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 3 — второй слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 4 – защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 5 – профилированная стальная оцинкованная лента
Рис. 5.50. Кабель с изоляцией из блоксополимера, бандаж на жилах из ПЭТ-Ф пленки (КПппБП-130): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 3 — второй слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 4 — бандаж – ПЭТ-Ф пленка, наложенная обмоткой; 5 – защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 6 — профилированная стальная оцинкованная лента
Конструкция кабелей (производство ОАО «Алмаз»)
Рис. 5.51. КПБП-90, КПБК-90: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — второй слой полиэтилена; 4 — первый слой полиэтилена; 5 – медная жила
Рис. 5.52. КПпБП-120: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — блоксополимер полипропилена с этиленом; 4 — полиэтилен; 5 – медная жила
Рис. 5.53. КИПиБП-125: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — блоксополимер полипропилена с этиленом; 4 — полиимидно-фторопластовая пленка; 5 – медная жила
Рис. 5.54. КИФБП-230: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — экструдированный фторопласт 4МБ; 4 — полиимидно-фторопластовая пленка; 5 – медная жила
Рис. 5.55. Кабельная продукция КЕСБП-230 (производство ОАО «Курганкабель»)
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 1 (стандартное исполнение)
Изоляция кабеля должна быть двуслойной с использованием полиэтилена высокой плотности либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броня кабеля должна быть изготовлена из стальной оцинкованной ленты.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна составлять не менее 120°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты изготовляют с нанесением защитного антикоррозионного покрытия.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 2 (коррозионностойкого исполнения)
Изоляцию кабеля изготавливают двуслойной с использованием полиэтилена высокой плотности либо других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броня кабеля должна быть изготовлена из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 120°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 3 (теплостойкого исполнения)
Изоляцию кабеля выполняют для первого слоя из сшитого (радиационно-модифицированного) полиэтилена высокой плотности, для второго слоя – из сополимеров пропилена (блоксополимеров пропилена) или из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. На корпус муфты наносят защитное антикоррозионное покрытие.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы ЗА
Изоляцию кабеля выполняют из фторопласта и/или фторсополимеров либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. На корпус муфты наносят защитное антикоррозионное покрытие.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 4 (коррозионно– и теплостойкого исполнения)
Изоляцию кабеля выполняют для первого слоя из сшитого (радиационно-модифицированного) полиэтилена высокой плотности, для второго слоя – из сополимеров пропилена (блоксополимеров пропилена) или из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броню кабеля изготовляют из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойкого материала.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 4А
Изоляцию кабеля выполняют из фторопласта и/или фторсополимеров либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.
Броню кабеля выполняют из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.
Справочные характеристики скважинных условий:
Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 5
Кабель должен быть рассчитан на работу в диапазоне температур от минус 40 до 200°C (кабели со свинцовой оболочкой жил).
Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.
Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.
Справочные характеристики скважинных условий:
5.5 4. Испытания кабельного оборудованияЭлектротехнические параметры:
– электрическое сопротивление жилы по постоянному току (целостность жилы);
– электрическое сопротивление изоляции жил кабеля при температуре 20°C не менее 1200 МОм/км;
– выдержка в ванне с водой не менее 1 ч;
– испытание напряжением постоянного тока 12 кВ в течение 5 мин;
– допустимый ток утечки – 10 мкА/км при температуре 20°C.
Таблица 5.19. Технические требования к погружному кабелю
Таблица 5.20. Технические требования к протектолайзеру
*Протектолайзер предназначен для защиты капиллярного трубопровода и кабельного удлинителя от повреждения на участке ЭЦН-ПЭД.
Таблица 5.21. Технические требования к протектору защиты кабеля
5.6. Станции управления
5.6.1. Назначение станций управленияСтанции управления предназначены:
1) для включения и отключения УЭЦН в ручном, автоматическом и дистанционном режимах работы в процессе эксплуатации;
2) для контроля текущих значений:
а) питающих напряжений трех фаз, В;
б) токов трех фаз ПЭД, А;
в) дисбаланса напряжений и токов, %;
г) сопротивления изоляции, кОм, в диапазоне от 0 кОм до 10 МОм;
д) коэффициента мощности (cos j);
е) загрузки ПЭД, в%, от номинального активного тока;
ж) частоты вращения ПЭД, Гц, с указанием направления его вращения;
з) порядка чередования фаз напряжения питающей сети и токов ПЭД (АВС или СВА);
и) активной мощности, потребляемой ПЭД;
к) текущего значения активной электроэнергии, потребляемой ПЭД, кВт · ч;
3) контроля при использовании ТМС:
а) давления на приеме ЭЦН, в технических атмосферах;
б) температуры ПЭД,°C;
в) температуры на приеме ЭЦН,°C;
г) вибрации (ускорения) по осям X и Y;
4) записи в энергонезависимую память не менее 64 последних изменений в состоянии насосной установки (НУ) с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;
5) быстрой записи текущих параметров при превышении уставок защит или медленной записи через выбранный временной интервал в нормальном режиме;
6) контроля параметров и защиты УЭЦН с погружным электродвигателем типа ПЭД мощностью от 14 до 360 кВт:
а) отключение и запрещение включения ПЭД:
– при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений и при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения питающей сети;
– при снижении сопротивления изоляции силовой цепи ниже заданного значения;
– при открывании двери станции;
б) отключение ПЭД:
– при превышении выбранной уставки дисбаланса токов ПЭД;
– при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке);
– при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по обратнозависимой ампер-секундной характеристике;
– при перегрузке с АПВ, если перегрузка произошла при отклонении питающего напряжения сети от рабочей зоны;
– по сигналу контактного манометра в зависимости от давления в трубопроводе;
– при давлении на приеме насоса выше или ниже заданного значения (при подключении ТМС);
– при температуре НУ выше заданного значения (при подключении ТМС);
– при вибрации (ускорении) НУ выше заданного уровня (при подключении ТМС);
– по сигналу устройства депарафинизации скважин;
в) автоматическое увеличение быстродействия защиты от перегрузки при отключении защиты от снижения сопротивления изоляции;
г) запрещение включения ПЭД:
– при турбинном вращении с выбором допустимой частоты вращения;
– при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;
д) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения (отключения) защит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;
е) отключение станции при неисправности силового контактора.
Правообладателям!
Данное произведение размещено по согласованию с ООО "ЛитРес" (20% исходного текста). Если размещение книги нарушает чьи-либо права, то сообщите об этом.Читателям!
Оплатили, но не знаете что делать дальше?