какое влияние оказывает обводненность продукции на номинальную мощность пэд
Погружной электродвигатель (ПЭД)
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов, являются асинхронные маслонаполненные с короткозамкнутыми роторами двигатели, вертикального исполнения, выполненные в стальном корпусе, цилиндрической формы. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 оборотов в минуту (частота тока 1 Гц соответствует I обороту вала двигателя в секунду). Диаметр электродвигателей, определяемый внутренним диаметром эксплуатационной колонны, находится в пределах от 96 до 130 мм.
Основные параметры двигателя: мощность, ток и напряжение, зависят от типоразмера двигателя. В настоящее время выпускают двигатели с номинальной мощностью от 8 до 500 кВт, рабочим током от 18 до 180А и рабочим напряжением от 300 до 3600 В. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 20 м.
УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ПЭД — XXX — XXX
1 2 3
1 — Погружной электродвигатель
2 — Условная мощность двигателя (кВт)
3 — Диаметр корпуса двигателя (мм)
Пример обозначения погружного электро¬двигателя мощностью 45 кВт с диаметром корпуса 117 мм:
ПЭД-45-117
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и основания.
Статор — неподвижная часть двигателя. Корпус статора изготавливается в виде стальной трубы с резьбой на концах для подсоединения головки и основания электродвигателя. Статор состоит из чередующихся между собой магнитных (активных) и немагнитных пакетов, которые запрессованы в корпус.
Пакеты собираются из отдельных кольцевых пластин с отверстиями (пазами). Пластины активных пакетов штампуются из электротехнической стали, а немагнитных пакетов из латуни или немагнитной стали. Немагнитные пакеты служат опорами для промежуточных подшипников ротора. Количество активных пакетов статора зависит от мощности двигателя, а немагнитных определяется количеством промежуточных подшипников ротора. Сборка пакетов имеет сквозные пазы, в которые уложена изолированная трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в «звезду», а выводные концы обмотки статора соединяются с выводными концами колодки кабельного ввода и изолируются.
Внутри статора размещается ротор, который представляет собой набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал пустотелый и имеет продольные отверстия диаметром 6-8 мм для циркуляции масла, которым заполнен двигатель. Пакеты ротора собираются из отдельных кольцевых пластин электротехнической стали, внешний диаметр которых меньше внутреннего
диаметра пластин статора. В пазы каждого пакета ротора вставлены медные стержни, которые, с обеих сторон пакета, спаиваются с медными кольцами, образуя так называемое «беличье колесо». Пакеты ротора удерживаются на валу стопорными кольцами. Передача крутящего момента от пакетов ротора к валу осуществляется посредством продольной шпонки, которая укладывается в продольные пазы вала и пакетов ротора. Количество пакетов ротора соответствует количеству активных пакетов статора. Между пакетами ротора на вал устанавливают подшипники скольжения, которые опираются на немагнитные пакеты ротора. 
Головка вворачивается в верхнюю часть корпуса статора. В головке располагается узел опорного подшипника, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора и узел токоввода, служащий для питания обмотки статора.
Узел опорного подшипника состоит из пяты, которая крепится на вал ротора и подпятника, который устанавливается в головке. В пяте имеется два отверстия, которые играют роль турбинки для создания циркуляции масла во внутренней полости двигателя. Подпятник имеет шесть сегментов, между которыми в зону трения подается масло.
Узел токоввода содержит электроизоляционную колодку, внутри которой размещены контактные гильзы, связанные с выводами обмотки статора.
В основании, расположенном в нижней части электродвигателя, размещается масляный фильтр и нижний подшипник, при помощи которого центруется нижняя часть вала ротора.
При использовании двухкорпусной гидрозащиты, в основании дополнительно размещается перепускной клапан, который обеспечивает сообщение полости электродвигателя с компенсатором. Для защиты двигателя от проникновения в его полость окружающей пластовой жидкости, для охлаждения обмоток и смазывания подшипников, двигатель заполняется специальным маслом. Циркуляция масла внутри двигателя осуществляется из полости фильтра по внутреннему отверстию в валу, затем масло поступает для смазки радиальных подшипников, откуда попадает в зазор между статором и ротором и возвращается к фильтру. Циркулирующее внутри двигателя масло передает тепло статору и через железо и корпус статора — омывающей двигатель пластовой жидкости. Поэтому для охлаждения двигателя необходимо непрерывное протекание пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и эксплуатационной колонной. И чем больше будет скорость прохождения пластовой жидкости, тем лучше будет осуществляться охлаждение ПЭД.
В настоящее время выпускают электродвигатели различных исполнений по теплостойкости для работы в пластовой жидкости с разной рабочей температурой. Теплостойкость ПЭД является основным параметром для эксплуатирующего персонала, поскольку оказывает влияние на режим эксплуатации ПЭД, на режим проведения тепловых обработок, а также на процесс вывода скважины на режим.
Принцип работы асинхронного двигателя.
В обмотке статора, при ее включении в сеть трехфазного тока, возникает вращающееся магнитное поле, которое пересекает стержни ротора и наводит в них электродвижущую силу. Так как стержни ротора замкнуты, то в них под действием этой силы возникнет ток. Этот ток, взаимодействуя с магнитным полем, создает вращающий момент, под воздействием которого ротор придет во вращение. Направление вращения ротора будет совпадать с направлением вращения поля статора, однако по скорости вращения ротор будет немного отставать от поля статора, поэтому эти двигатели называются асинхронными. Таким образом, электрическая энергия, поступающая в обмотку статора из сети, преобразуется в механическую энергию вращения вала ПЭД.
Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) с ответами
В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения:
По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:
-учитывающий утечки в НКТ;
-учитывающий утечки в насосе;
-характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;
+учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;
В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет:
-площадь сечения цилиндра насоса;
+площадь сечения плунжера насоса;
-площадь сечения обсадной колонны;
-средняя площадь сечения насосных штанг;
-площадь сечения НКТ.
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:
+не менее 6 диаметров каната;
-не менее 5 диаметров каната;
-не менее 4 диаметров каната;
-не менее 3 диаметров каната;
-не менее 2 диаметров каната;
Требования к ограждениям движущихся частей СКН;
+высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;
В группу малодебитных скважин входят скважины:
-С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
-С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м.
-С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
+С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м.
-С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти:
Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:
К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает:
С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых:
-Прием насоса на глубине до 300м
+Прием насоса на глубине до 450м
-Прием насоса на глубине до 450-1350м
-Прием насоса на глубине до 1350-1500м
-Прием насоса на глубине до 1500-1600м
Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:
Пластовая температура среднего карбона составляет:
Освоение скважин проводится в режимах:
-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом
-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом
+непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом
-циклическом ручном, циклическом автоматическом
-непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом
Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне:
Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:
-скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин
-скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин 0,8Нпн
+скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин 0,8Нпн
Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:
+плотностью жидкости глушения
-коэффициентом продуктивности скважины
Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:
-периодической отбивкой динамических уровней
+замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней
-периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:
Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:
-каждый час по технологической карте
+в течение часа и по последнему изменению Ндин
-до снижения Ндин до Нпн
-после установки Ндин
+Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта.
+Продукты коррозии и АСПО.
+Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин.
+Остатки цементного раствора.
-Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека.
+Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке.
-Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны.
-Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях.
-Не образующие высоковязких эмульсий.
+После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток).
-Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток)
-Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ.
-При перекрытии шламом интервалов перфорации.
-При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.
При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод:
При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод:
Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ:
-распоряжением по цеху;
-приказом по ОАО «Татнефть»;
Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:
Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН:
-к любому металлическому сооружению;
-к манифольдной линии;
+к эксплуатационной колонне;
С мая 2002г. в ОАО «Татнефть» с целью сокращения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами:
-больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг
-ниже КПД электродвигателя
-меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг
+выше КПД электродвигателя
-выше коэффициент наполнения насоса
-скорости движения жидкости в НКТ
-скорости движения головки балансира
-числу качаний балансира
+скорости движения штанг
Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение.
-применение метода использования сил гравитации (МИСГ)
+насосов с диаметром плунжера 44мм и 57мм с увеличенным размером всасывающего клапана
-применение НКТ с защитным покрытием DPC и ПЭП-585
-применение глубинных дозаторов
-применение глубинных нагревателей
От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин
+степень уравновешенности привода штангового насоса
Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны.
-эффективной вязкости продукции
-скорости подъема продукции в НКТ
+эффективной вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ
+чем лучше уравновешен привод штангового насоса
-чем меньше длина хода УШГН
-чем меньше число качаний балансира
-чем меньше режим откачки
-чем больше режим откачки
+типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки
-плотность добываемой продукции, диаметр НКТ, число качаний балансира
-вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя
-глубина залегания продуктивного пласта, мощность эл.двигателя
-вязкость добываемой продукции, степень уравновешенности привода штангового насоса
-от типоразмера ШГН
-от глубины спуска насоса
-от мощности эл.двигателя
+от неравномерности его загрузки
Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут
-увеличение числа качаний балансира
-уменьшение длины хода полированного штока
-уменьшение режима откачки
-уменьшение числа качаний балансира
+применение НКТ большего диаметра
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебетных скважин
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут)
+КПД электродвигателя, наземной и подземной части установки
-пункты 2 и 3 вместе
Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин :
+не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин
+должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры и давления.
+средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ.
+иметь возможность оперативной проверки.
Какой тип ГЗУ применяется для замера дебита скважин по жидкости от 5-10 куб.м/ сут. :
+»Спутник АМ», «Спутник Б»
-«Спутник АС», «Спутник С».
-Установка » Квант «, «Спутник АС», «Спутник Б».
-ГЗУ » Дельта», «Спутник АМ», «Спутник Б».
-ГЗУ » Альфа», «Спутник АМ», «Спутник Б».
Диапазон измерения расхода жидкости установки типа «Спутник АМ»
Регулятор уровня обеспечивает качественный замер за счет чего:
-турбулентного режима движения жидкости через счетчик.
-циклического прохождение жидкости через счетчик в пульсирующем режиме.
-постоянство уровня жидкости в емкости.
-давление газа в емкости.
+циклического прохождения жидкости через счетчик с постоянными скоростями.
Предел измерения по жидкости на установке » Спутник Б» составляет:
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком ТОР составляет:
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут счетчиком СКЖ составляет:
Какова периодичность проверки цикла замеров ГЗУ :
Периодичность корректировки циклов замеров ГЗУ проводят в следующих случаях при:
+недостоверности получаемых замеров
+вводе и выводе скважин из эксплутационного добывающего фонда
+изменении режимов отбора из скважин.
+изменении системы нефтесбора.
-при уменьшении дебита скважины.
-при получении недостоверных данных.
-по указанию начальника ЦДНГ.
+при большом разбросе получаемых замеров
-при увеличении дебита скважины.
-» Спутник АМ» с счетчиком «СКЖ».
-» Спутник АС» с счетчиком «СКЖ».
-» Спутник Б » с счетчиком «ТОР».
+ГЗУ » Дельта» с счетчиком «СКЖ»
-ГЗУ » Дельта» с счетчиком «ТОР».
— при высоком газовом факторе жидкости.
— для оперативного контроля высокодебитных скважин.
— при выходе из строя счетчика на ГЗУ.
+ для оперативного индивидуального контроля малодебитных скважин
— при большой обводненности.
Увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на его приеме на:
Какой ингибитор парафиноотложения применяется в ОАО «Татнефть»:
При отклонении оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12о искривление ствола скважины не должно превышать на 10 м:
При вязкости жидкости до 90 мПа*с рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень:
Частота качаний цепного привода ЦП-60-18-3-0,5/2,5 находится в пределах:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих верхний девон:
Какая группа посадки (по стандарту АНИ) рекомендуется в случае откачки высоковязкой продукции:
Обычный вес тяжелого низа колонны насосных штанг для условий ОАО «Татнефть» находится в интервале:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих нижний карбон:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих средний карбон:
Фиксированная длина хода цепного привода ЦП-60:
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 90-180 мПа*с:
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 180-350 мПа*м:
Условно вертикальными принято считать скважины с углами наклона не более:
Теоретическая подача насоса с условным размером 175 при длине хода 3 м и 1 качании
На нагруженность колонны штанг для насоса условного размера 175 оказывают влияние:
+Ндин и rжид и Р буф
-Крутящий момент на валу редуктора СК
В целях снижения вероятности обрыва штанговой колонны при сохранении отбора жидкости рекомендуется :
-Уменьшить диаметр насоса и увеличить число качаний
-Увеличить диаметр насоса и уменьшить длину хода
-Увеличить число качаний и уменьшить длину хода
-Уменьшить число качаний и диаметр насоса
+Увеличить длину хода и диаметр насоса, уменьшить число качаний.
При внедрении новых подвесок штанг не рекомендуется :
-Оснащать штанги скребками-центраторами
+Составлять подвеску из штанг разных марок стали и видов термообработки, но одной группы прочности
-Составлять многоступенчатую колонну штанг
-Производить спуск штанг со скоростью более 0.2 м/с
-Укладывать штанги на мостки более 2х рядов.
Работа УШСН считается нормальной если коэффициент подачи высоко и средне дебитных скважин находится в пределах:
Стандартная длина плунжера составляет :
+4 фута плюс 3 дюйма
-4 фута плюс 5 дюймов
-4 фута плюс 2.25 дюйма
Основное отличие в принципе работы вставного насоса от трубного:
-Отсутствует сегрегация фаз
-Уменьшены сопротивления в нагнетательном клапане
-Потери хода за счет растяжения сжатия НКТ и штанг уменьшены
-Меньший объём «мертвого пространства»
Основным критерием при подборе привода УШСН является :
+Дебит скважины, глубина спуска
Длины цилиндра и удлинителей выбираются исходя из :
-Общей длины насоса
+Хода плунжера с учетом растяжения сжатия штанг и НКТ
-Глубины спуска насоса
-Длины полированного штока
Наиболее широко применяются в ОАО Татнефть насосы типа:
Допустимое приведенное напряжение в штангах для УШГН с насосом 44 мм составляет:
-Да, при известной компоновке штанг
-Да, при числе качаний менее 5
-Да, при длине хода менее 3 м
Какая минимальная глубина погружения ЭЦН под динамический уровень:
+которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,15-0,25;
-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не меньше 0,01-0,02;
-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,35-0,45;
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности больше 50% составляет (см/с):
Потери напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока зависят от:
-диаметра труб и дебита жидкости;
-диаметра труб и глубины подвески насоса;
+диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и свойств продукции скважины;
-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и мощности погружного двигателя;
-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости, свойств продукции скважины и мощности погружного двигателя.
При подборе УЭЦН для нефтяной скважины возможно следующее допущение:
+коэффициент продуктивности скважины имеет постоянное значение;
+инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром;
+пластовое давление в районе скважины имеет постоянное значение;
+обводненность продукции скважины имеет постоянное значение;
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности меньше 50% составляет (см/с):
-На глубину установки насосного агрегата;
-До зоны перфорации.
+Через каждые 300 м;
-Через каждые 100 м;
-Через каждые 1000 м;
-Через каждые 500 м;
Какой диаметр шаблона необходимо использовать для проверки проходимости эксплуатационных колонн для группы установки насос ЭЦНМ6 ПЭДУ 123В5:
Какой минимальный внутренний диаметр обсадной колонны необходим для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5:
Для эксплуатации скважин с УЭЦН существуют схемы обвязки:
-в зависимости от климатических условий
-в зависимости от Т0 и Р
-в зависимости от рельефа
-в зависимости от производственной необходимости
При индивидуальном варианте скважины устанавливается ли клеммная коробка в обвязке:
-по мере необходимости
-в зависимости от условий эксплуатации
-в зависимости от напряжения в линии
При обвязке скважины с УЭЦН кабель прокладывается:
Используется ли на кустовых скважинах КТППН:
-в зависимости от условий эксплуатации
-в зависимости от мощности куста
-для питания эл. двигателя УЭЦН
+для питания эл. двигателей УЭЦН, СК
-для преобразования элетроэнергии
-для питания эл.двигателя СК
-для уменьшения напряжения
КТППН изготавливаются для климатических условий:
-для умеренной зоны
-ограничение по Т0 до + 500
При кустовой обвязке при наличии УЭЦН и СК
-скважины могут работать от одной КТППН
-скважины могут работать от одной СУ
+скважины могут работать от одной КТП и индивидуальных СУ
-скважины могут работать от одной ТМПН и СУ
-скважины могут работать от одной КТП, ТМПН и СУ
Номинальное напряжение на КТППН:
-Максимальный темп набора кривизны ствола скважины 30 на 10 м., а в зоне работы установки 20 на 10 м.
-Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД.
-Для компенсации утечек масла.
-Для обеспечения смазки подшипников ПЭД.
+Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД, компенсации утечек масла и тепловых изменений объема масла.
-Для поддержания заданного температурного режима работы ПЭД.
-Для предотвращения обратного вращения ЭЦН под действием столба жидкости в НКТ при остановках скважины.
-Для облегчения запуска установки.
-Для предотвращения засорения ЭЦН.
+Для предотвращения обратного вращения ЭЦН при остановке скважины, облегчения ее запуска, а также для опрессовки НКТ после спуска установки в скважину.
-Для обратной промывки ствола скважины.
-Максимальную глубину спуска УЭЦН (м.).
-Максимальный напор (м.)
-Напор (м.) при минимальной подаче.
+Номинальный напор (м.) при номинальной подаче.
-Напор (м.) при максимальной подаче.