Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Площадка для размещения наземного электрооборудования защищается от затопления в паводковый период и очищается от снега в зимний период и должна иметь подъезды, позволяющие свободно монтировать и демонтировать оборудование. Ответственность за рабочее состояние площадок и подъездов к ним возлагается на ЦДНГ.

Станция управления

При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.

Автотрансформатор

Трансформатор (автотрансформатор) используют для повышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

У трансформаторов предусмотрено масляное охлаждение. Они предназначены для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.

Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем.

Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.

На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения.

На крышке бака смонтирован:

Привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);

Ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;

Съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;

Расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;

Металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.

Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги и очистки от промышленных загрязнений воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла

Устьевая арматура

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции из скважины в выкидную линию и герметизации межтрубного пространства.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, штуцерной камерой {при технологической целесообразности) и патрубком для исследования. Ответственность за выполнение этого пункта несёт ЦДНГ.

Устьевая арматура скважины, кроме функций выполняемых при всех способах добычи должна обеспечить герметичность перемещающегося в ней возвратно-поступательно полированного штока. Последний является механической связью между колонной штанг и головкой балансира СК.

Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами.

Устьевая арматура скважин, через которые осуществляется закачка воды в пласт, подвергается гидравлическому испытанию в порядке, установленном для фонтанной арматуры.

Подземное оборудование УЭЦН

К подземному оборудованию относится НКТ, насосный агрегат и эклектический бронированный кабель.

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов , используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.

Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) - это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 - 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рисунок 3) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.

Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению.

Рисунок 3 - Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Следует напомнить, что средняя по России подача по жидкости одной УПЦЭН составляет 114,7 т/сут, а УШСН - 14,1 т/сут.

Все насосы делятся на две основные группы; обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95 %) - обычного исполнения.

Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1 % по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А - 103 мм и группа б - 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети. В России это частота - 50 Гц, что дает синхронную скорость (для двухполюсной машины) 3000 мин-1. В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут (по воде) и напором 950 м. ЭЦН5А-360-600 означает насос группы 5А с подачей 360 м3/сут и напором 600 м.

Рисунок 4 - Типичная характеристика погружного центробежного насоса

В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость. В них рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.

Торцовые опоры рабочих колес не чугунные, а в виде запрессованных колец из закаленной стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочими колесами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), з(Q) (к. п. д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 11.2).

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 - 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный к. п. д. Подача и напор, соответствующие максимальному к. п. д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость з(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению к. п. Д. насоса (на 3 - 5%). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью (см. рис. 11.2, штриховка).

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м3/сут (ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 м (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напоры до 1200 м.

Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 до 6,84 м.

Насосный агрегат состоит из насоса (рисунок 4, а), узла гидрозащиты (рисунок 4, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рисунок 4, в), компенсатора (рисунок 4, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разделяющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный радиально-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01 - 0,2 МПа).

Рисунок 4 - Устройство погружного центробежного агрегата

а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор

В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала.

Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину

Узел гидрозащиты - самостоятельный узел, присоединяемый к ПЦЭН болтовым соединением (на рисунок 4 узел, как и сам ПЦЭН, показан с транспортировочными заглушками, герметизирующими торцы узлов)

Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся, как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению на глубине погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник скользящего трения, а еще ниже - узел 3 - опорная пята, воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3 работает в жидком трансформаторном масле.

Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе 6. Мешок герметично разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный клапан 7.

Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса 6 и сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему. Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и вниз к ПЭДу.

Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гидрозащита ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней полости резинового мешка 5.

Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется густым маслом, питающим шариковый радиально-упорный подшипник ПЦЭН прежней конструкции. Таким образом, узел гидрозащиты ГД усовершенствованной конструкции пригоден для использования в комплекте с широко распространенными на промыслах ПЦЭН прежних типов. Ранее применялась гидрозащита, так называемый протектор поршневого типа, в которой избыточное давление на масло создавалось подпружиненным поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более надежными и долговечными. Температурные изменения объема масла при его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка - компенсатора.

Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6.

Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм.

В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.

Малые допустимые диаметры и большие мощности (до 125 кВт) вынуждают делать двигатели большой длины - до 8 м, а иногда и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми муфтами.

Верхний конец вала ПЭДа подвешен на пяте скольжения 1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2. Обычно этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это одно из самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого установки выходят из строя и требуют подъема; 3 - выводные провода обмотки статора; 4 - верхний радиальный подшипник скользящего трения; 5 - разрез торцевых концов обмотки статора; 6 - секция статора, набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг от друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ротор ПЭДа также состоит из секций, собранных на валу двигателя из штампованных пластин трансформаторного железа. В пазы ротора типа беличьего колеса вставлены алюминиевые стержни, закороченные токопроводящими кольцами, с обеих сторон секции. Между секциями вал двигателя центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит отверстие диаметром 6 - 8 мм для прохождения масла из нижней полости в верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который может циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле с высокими изолирующими свойствами. В нижней части ПЭДа имеется сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. 11.3, г), присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит для заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней части имеет отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается и скважинная жидкость через отверстия заходит в пространство между мешком 3 и кожухом 4. При нагревании мешок расширяется, и жидкость через те же отверстия выходит из кожуха.

ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.

Для поддержания пластового давления применяются специальные погружные насосные агрегаты, укомплектованные ПЭДами мощностью 500 кВт. Напряжение питающего тока в ПЭДах колеблется от 350 до 2000 В. При высоких напряжениях удается пропорционально уменьшить ток при передаче той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение токопроводящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты установки. Это особенно важно при больших мощностях электродвигателя. Скольжение ротора ПЭДа номинальное - от 4 до 8,5 %, к. п. д. - от 73 до 84 %, допустимые температуры окружающей среды - до 100 °С.

При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создается за счет непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между корпусом электродвигателя и обсадной колонной. По этой причине отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно меньше, чем при других способах эксплуатации.

В производственных условиях случается временное обесточивание силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их обледенения и пр. Это вызывает остановку УПЦЭН. При этом под влиянием стекающего из НКТ через насос столба жидкости вал насоса и статор начинают вращаться в обратном направлении. Если в этот момент подача электроэнергии будет восстановлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом направлении, преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся масс.

Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пределы, и установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось, в выкидной части ПЦЭН устанавливается шаровой обратный клапан, препятствующий сливу жидкости из НКТ.

Обратный клапан обычно размещается в головке насоса. Наличие обратного клапана осложняет подъем НКТ при ремонтных работах, так как в этом случае трубы поднимают и развинчивают с жидкостью. Кроме того, это опасно в пожарном отношении. Для предотвращения таких явлений выше обратного клапана в специальной муфте делается сливной клапан. В принципе сливной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка, запаянная с внутреннего конца. Перед подъемом в НКТ бросается металлический короткий дротик. От удара дротика бронзовая трубка отламывается, в результате чего боковое отверстие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается.

Разработаны и другие приспособления для слива жидкости, устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним относятся так называемые суфлеры, позволяющие измерять межтрубное давление на глубине спуска насоса скважинным манометром, спускаемым в НКТ, и устанавливающие сообщение межтрубного пространства с измерительной полостью манометра.

Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°С, тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг-°С. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Поэтому изоляционные качества применяемых материалов влияют на длительность работы установки. Известно, что термостойкость некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до 180 °С, а рабочие температуры до 150 °С. Для контроля за температурой разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на станцию управления информацию о температуре ПЭДа по силовому электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные устройства имеются для передачи на поверхность постоянной информации о давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления автоматически отключает ПЭД.

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя - в нефти и подвергается еще большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях. Использование высоковольтных двигателей позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа должен обладать и более надежной, а иногда и более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.

Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или КРБП - кабель резиновый бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК - для круглого кабеля и КПБП - для плоского.

Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский - только к нижним трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее, чем круглых (табл. 11.1).

Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на 26 - 35 % легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении электрического тока не более 1100 В, при температурах окружающей среды до 90 °С и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления.

Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты , что придает им нужную прочность.

Первичные обмотки трехфазных трансформаторов и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 350В (ПЭД10-103) до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30 - 60 В в зависимости от типа трансформатора.

Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой, поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу.

В последнее время трансформаторы находят более широкое распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30 кОм) установка автоматически отключается.

При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции осуществлять нельзя.

Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около 98 - 98,5 %. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг, габариты от 1060 х 420 х 800 до 1550 х 690 х 1200 мм.

Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГХ5071 или ПГХ5072. Причем станция управления ПГХ5071 применяется при автотрансформаторном питании ПЭДа, а ПГХ5072 - при трансформаторном. Станции ПГХ5071 обеспечивают мгновенное отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УПЦЭН.

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.

2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.

3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.

4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный рабочий ток.

6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала.

7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные, герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.

Станции управления предназначены для установки в помещениях сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре окружающей среды от - 35 до +40 °С.

Масса станции около 160 кг. Габариты 1300 x 850 x 400 мм. В комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого определяется заказчиком.

Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.

При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах используют специальный барабан на транспортной тележке или на металлических санях с механическим приводом для постоянного и равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки его на барабан. При спуске насоса с такого барабана равномерно подается кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.

Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе имеется также гидрокран грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного насосного агрегата пропускают через сальниковые уплотнения устья и герметизируют в нем с помощью специального разъемного герметизирующего фланца в устьевой крестовине.

Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации ПЦЭН (рисунок 5), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на обсадную колонну.

Рисунок 5 - Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН

В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.

Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

Компания «Борец» выпускает широкую линейку погружных насосов производительностью от 10 до 6128 м 3 /сут и напором от 100 до 3500 м.

Компания «Борец» рекомендует определенный эксплуатационный диапазон для всех насосов. Для обеспечения оптимальной эффективности и максимального межремонтного периода необходимо эксплуатировать насос в пределах этого диапазона.

Для достижения наилучших результатов эксплуатации насосов в реальных скважинных условиях и удовлетворения требований Заказчика, наша компания предлагает несколько типов сборки и конструкций ступеней насоса.

Насосы компании «Борец» могут эксплуатироваться в осложненных условиях, включая повышенное содержание мехпримесей, газосодержание и температуру перекачиваемой жидкости. Для повышения эксплуатационной надежности при работе в условиях повышенного абразивного воздействия среды, применяются насосы компрессионного, абразивостойкого компрессионного и пакетного типа сборки.

В насосах компании «Борец» используются ступени следующих наименований, которые отличаются друг от друга конструкцией:

• ЭЦНД – двухопорная рабочая ступень.
• ЭЦНМИК – ступень одноопорной конструкции с разгруженным рабочим колесом с удлиненной ступицей.
• ЭЦНДП – двухопорная ступень, получаемая методом порошковой металлургии.
  Насосы со ступенями ЭЦНДП характеризуются высокой стойкостью к коррозии, износу в парах трениях и гидроабразивному износу.В дополнение к этому, за счет чистоты проточных каналов рабочего колеса ступени, данные насосы обладают повышенной эффективностью энергосбережения.

Головки и основания насосов изготавливаются из высокопрочной стали. Для агрессивных скважинных условий головки и основания изготавливаются из коррозионностойких сталей. При работе в осложненных условиях в насосах устанавливаются радиальные подшипники из сплава карбида вольфрама, предотвращающие радиальный износ и вибрацию. Для эксплуатации УЭЦН в агрессивных средах, компания «Борец» применяет коррозионностойкие и износостойкие металлизированные покрытия, наносимые на корпус и концевые детали. Данные покрытия обладают высокой твердостью и пластичностью, что исключает их растрескивания при изгибах оборудования во время спускоподъемных операций.

Для снижения солеотложения и предотвращения коррозии деталей ЭЦН при работе оборудования в агрессивной химической среде при повышенных температурах, компания «Борец» разработала антисолевое полимерное покрытие. Покрытие наносится на ступени, трубы, концевые детали и крепеж. Использование покрытия снижает солеотложения на ступенях насоса, а так же повышает коррозионную, химическую и износостойкости.

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м 3 /сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м 3 /сут ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3 /сут КПД насоса превышает 40 %.

Назначение электроцентробежных скважинных насосов – отбор из скважины нефти с содержанием воды до 99%, содержанием механических примесей до 0,01% (0,1 г/л) твердостью до 5 баллов по Моосу; сероводорода до 0,001%, содержанием газа до 25%. В коррозионностойком исполнении содержание сероводорода может быть до 0,125% (до 1,25 г/л). В износостойком исполнении содержание мехпримесей – до 0,5 г/л. Допустимый темп набора кривизны ствола скважины - до 20 на 10 м. Угол отклонения оси ствола скважины от вертикали – до 400.

Достоинством ЭЦН являются большие возможности по автоматизации работы и дистанционного контроля состояния по сравнению со штанговыми установками. Кроме того ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны скважины.

Недостатками электроцентробежных насосов является ухудшение работы в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора, снижение параметров работы с увеличением вязкости жидкости (при вязкости более 200 сП эксплуатация ЭЦН становится невозможной).

Основными производителями погружных центробежных насосов в России являются Альметьевский насосный завод (АО «АЛНАС»), Лебедянский машиностроительный завод (АО «ЛЕМАЗ»), московский завод «Борец». Интересные разработки предлагаются и другими организациями, например, пермским заводом АО «Новомет», изготавливающим методом порошковой металлургии оригинальные ступени погружных центробежных насосов.

УЭЦН в России изготавливаются в соответствии с техническими условиями ТУ, за рубежом – в соответствии требованиями API.

Наиболее известные зарубежные производители установок ЭЦН – компания «REDA», «Centrilift», «ODI» и «ESP» (CША). В последние годы большую активность проявляют также изготовители УЭЦН из Китайской Народной Республики (фирма Temtext).

В данных методических указаниях приводятся основные конструктивные схемы УЭЦН, особенности их устройства и принципа действия.

Для самостоятельной проверки полученных знаний в конце методических указаний приводится перечень контрольных вопросов.

Цель данной лабораторной работы – изучение конструкции погружного центробежного насоса.

2. Теория

2.1. Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 2.1 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.

Рис. 2.1. Схема установки погружного центробежного насоса в скважине

На схеме обозначены: компенсатор 1, погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 с газосепаратором 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12, обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкости в скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

При работе установки насос 6 откачивает жидкость из скважины на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10. Насос 6 приводится в действие погружным электродвигателем 2, электроэнергия к которому подводится с поверхности по кабелю 17. Охлаждение двигателя 2 производится потоком скважинной продукции.

Наземное электрооборудование – станция управления 19 с трансформатором 20 – предназначено для преобразования напряжения промысловой электросети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель 2 с учётом потерь в кабеле 17, а

Рисунок 1.1 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине.

также для управления работой погружной установки и её защиты при аномальных режимах.

Допустимое по отечественным техническим условиям максимальное содержание свободного газа на входе в насос составляет 25%. При наличии газосепаратора на приёме ЭЦН допустимое газосодержание увеличивается до 55%. Зарубежные фирмы-производители УЭЦН рекомендуют применять газосепараторы во всех случаях, когда входное газосодержание составляет более 10 %.

2.2. Конструкции основных узлов и деталей насоса

Основными элементами любого центробежного насоса являются рабочие колеса, вал, корпус, радиальные и осевые опоры (подшипники), уплотнения, предупреждающие внутренние и внешние утечки жидкости.

Электроцентробежные скважинные насосы – многоступенчатые. Рабочие колеса располагаются последовательно на валу. Каждое колесо имеет направляющий аппарат, в котором преобразуется скоростная энергия жидкости в энергию давления с последующим направлением ее в следующее за ним колесо. Колесо и направляющий аппарат образуют ступень насоса.

В многоступенчатых насосах с последовательным расположением колес предусматриваются узлы для разгрузки осевых сил.

2.2.1. Ступени насоса

Насосная ступень является основным рабочим органом скважинного центробежного насоса, посредством которой передается энергия от насоса жидкости. Ступень состоит (рис. 2.2) из рабочего колеса 3 и направляющего аппарата 1.

Рис. 2.2. Ступень ЭЦН

5 – нижняя опорная шайба; 6 – защитная втулка;

7 – верхняя опорная шайба; 8 - вал

Напор одной ступени составляет от 3 до 7 м водяного столба. Небольшая величина напора определяется малой величиной внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны. Требуемые значения напора в насосе достигаются последовательной установкой рабочих колес и направляющих аппаратов.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции может размещаться от 39 до 200 ступеней (максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук).

Для возможности сборки ЭЦН с таким количеством ступеней и разгрузки вала от осевой силы применяется плавающее рабочее колесо. Такое колесо не фиксируется на валу в осевом направлении, а свободно перемещается в промежутке, ограниченном опорными поверхностями направляющих аппаратов. От проворота колесо удерживает призматическая шпонка.

Индивидуальная осевая опора каждой ступени состоит из опорного бурта направляющего аппарата предыдущей ступени и антифрикционной износостойкой (текстолитовой) шайбы, запрессованной в расточку рабочего колеса (поз.5, рис. 2.2). Эта опора (пята) одновременно является передним уплотнением колеса, снижающим внутренние утечки в насосе.

На режимах, примерно на 10% превышающих подачу, соответствующую нулевой осевой силе, рабочее колесо может «всплыть» - переместиться вверх. Для обеспечения для колеса надежного упора предусматривают верхнюю осевую опору. На верхней индивидуальной опоре рабочее колесо может работать и при кратковременных пусковых режимах. Верхняя опора состоит из опорного бурта на направляющем аппарате и шайбы, запрессованной в расточку рабочего колеса (поз.7, рис. 2.2).

Основные элементы ступени насоса могут иметь различное конструктивное исполнение. В соответствии с этим, ступени и, собственно, насосы классифицируют следующим образом.

1. По конструкции лопастного аппарата рабочего колеса:

· с цилиндрическими (радиальными) лопастями (рис. 2.3, а) и с наклонно-цилиндрическими (радиально-осевыми) лопастями (рис. 2.3, б).

В ступенях с радиальными направляющими лопастями переводные каналы расположены радиально. Гидравлически они более совершенны, но номинальная подача ограничивается до 125 м 3 /сут в насосах с наружным диаметром 86 и 92 мм и до 160 м 3 /сут в насосах с наружным диаметром 103 мм и 114 мм.

У рабочих колес с наклонно-цилиндрическими лопастями, лопатки входят в область поворота из осевого направления в радиальное, что приводит к наклонному расположению их входной кромки по отношению к оси насоса. Значение коэффициента быстроходности таких колес находится на крайней правой границе быстроходных насосов, приближаясь к диагональным насосам. Подача в таких ступенях выше.

2. По конструкции проточных каналов направляющего аппарата ступени могут быть с радиальными и «осевыми» проточными каналами.

Конструкции ступеней с радиальным и осевым направляющими аппаратами представлены на рис. 2.3 а, б.

Рис. 2.3. Ступень с рабочим колесом и направляющим аппаратом

(а) радиальной конструкции и (б) радиально-осевой конструкции

направляющего аппарата; 4 – опорные шайбы; 5 – вал; 6 – шпонка

Радиальные направляющие аппараты имеют радиальное расположение проточных каналов. Ступень с такими направляющими аппаратами гидравлически более совершенная, имеет более простую геометрию, удобна в производстве, но имеет малую подачу (20…40 м 3 /сут).

Ступень с «осевым» направляющим аппаратом названа условно, так в ней расположение каналов, преобразующих кинетическую энергию потока в потенциальную, приближается к осевому. Ступень с осевым направляющим аппаратом обеспечивает большую подачу (40…1000 м 3 /сут), более простую геометрию и получила массовое применение при изготовлении отечественных конструкций погружных насосов, практически вытеснив «радиальную» ступень, которая в настоящее время уже не производится.

2. По способу установки рабочих колес на валу:

· ступени с плавающими рабочими колесами;

· ступени с жесткозакрепленными колесами (применяются в зарубежных конструкциях).

3. По способу разгрузки от осевых сил:

· ступени с рабочими колесами, неразгруженными от осевой силы (рис. 2.1, 2.2);

· ступени, разгруженные от осевой силы с помощью разгрузочной камеры со стороны заднего (основного) диска (рис. 2.4). Камера выполняется с помощью щелевого уплотнения и сквозных отверстий в основном диске. Этот метод используется в ступенях с наклонно-цилиндрическими лопастями.

· ступени, разгруженные от осевой силы выполнением радиальных импеллеров на внешней стороне заднего диска (рис. 2.5). Радиальные импеллеры на заднем диске снижают действующее на него давление и используются в основном в цилиндрических колесах. Колеса, в этом случае, называют центробежно-вихревыми.

Центробежно-вихревые колеса были разработаны и выпускаются фирмой «Новомет». Для их изготовления используется метод порошковой металлургии. Использование центробежно-вихревых колес имеет ряд преимуществ: на 15…20% увеличивается напор ступени; насос можно использовать для поднятия жидкости с повышенным содержанием газа (до 35% по объему).

Ступени с разгруженными рабочими колесами имеют повышенный ресурс работы индивидуальной нижней опоры рабочего колеса. Но они имеют сложную технологию и повышенную трудоемкость изготовления. Кроме того, в процессе работы может произойти функциональный отказ способа разгрузки использованием разгрузочной камеры при засорении разгрузочных отверстий и при износе верхнего уплотнения рабочего колеса.

Рис. 2.4. Конструкция ступеней с разгруженным рабочим колесом

Рис. 2.5. Ступени центробежно-вихревого насоса фирмы «Новомет»

аппарат; 6 – нижняя опорная шайба; 7 – верхняя опорная шайба;

8 – корпус насоса

4. По созданию опоры для колес плавающего типа ступени могут быть одноопорной конструкции и двухопорной конструкции.

Ступени одноопорной конструкции имеют одну индивидуальную нижнюю опору – пяту - со стороны переднего диска.

Двухопорные ступени имеют дополнительную осевую опору через текстолитовое запрессованное кольцо на ступице рабочего колеса на входе и торцевой буртик направляющего аппарата (рис. 2.6). Дополнительная опора усиливает осевую опору и межступенное уплотнение ступеней.

Рис. 2.6. Двухопорная ступень центробежного насоса

диска; 4 – основное кольцо переднего диска; 5 – кольцо заднего диска

Преимуществами двухопорной конструкции является повышенный ресурс основной нижней опоры ступени, более надежная изоляция вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и большая жесткость вала насоса из-за увеличенных осевых длин межступенных уплотнений, служащих в ЭЦН также радиальными подшипниками.

Недостатком двухопорных ступеней является увеличение трудоемкости в изготовлении.

4. По исполнению ступени могут быть:

· обычного исполнения (ЭЦН);

· износостойкого (ЭЦНИ);

· коррозионностойкого (ЭЦНК).

Ступени в насосах разных исполнений отличаются друг от друга материалами рабочих органов, пар трения и некоторыми конструктивными элементами.

Ступени в коррозионностойком и износостойком исполнении имеют в конструкции, как правило, две индивидуальные нижние опоры и удлиненную ступицу со стороны заднего диска, закрывающую промежуток вала между колесами от износа (рис. 2.6).

В обычном исполнении для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов используется, в основном, модифицированный чугун, в паре трения верхней и нижней основной опоры – текстолит-чугун, дополнительной опоры – текстолит-чугун или резина-чугун. В коррозионностойком исполнении колеса и направляющие аппараты могут изготавливать из чугуна типа «нирезист». Повышенной изностойкости – из износостойкого чугуна, пара трения в нижнем основном подшипнике – резина-силицированный графит, дополнительной опоры – резина-чугун, верхнего подшипника – текстолит-чугун. Чугунные колеса также могут быть заменены пластмассовыми из полиамидной смолы или углепластика, стойких против износа свободным абразивом и не набухающих в воде (в скважинах с большим содержанием нефти, как показал опыт, они менее работоспособны).

Традиционной технологией изготовления ступеней российскими производителями является литье. Шероховатость отливок находится в пределах Rz 40…80 мкм (ГОСТ 2789-83).

Более низкую шероховатость (Rz 10) позволяет получить технология изготовления заготовок методом порошковой металлургии, разработанная АО «Новомет». Использование данной технологии позволило существенно повысить кпд ступеней и изготавливать более сложные конструкции рабочих колес (центробежно-вихревые колеса).

2.2.2. Подшипниковые узлы насоса

Подшипниковые узлы скважинного центробежного электронасоса являются одним из основных узлов, определяющих долговечность и работоспособность насосного агрегата. Они работают в среде перекачиваемой жидкости и являются подшипниками скольжения.

Для восприятия действующих на вал осевых сил и радиальных нагрузок в ЭЦН используют соответственно осевые и радиальные подшипники.

2.2.2.1. Осевые опоры

Осевая сила, действующая на ротор, создается от собственного веса, от перепада давления на торец вала, а также от перепада давлений и разности площадей заднего и переднего диска рабочих колес с жесткой посадкой на валу или плавающих колес, прихваченных к валу в процессе эксплуатации.

Воспринимающий осевую силу упорный подшипник устанавливается или непосредственно в насосе – в верхней части секции или модуль-секции (отечественные конструкции), или в гидрозащите насоса (зарубежные конструкции).

Рис. 2.6 – Упорный подшипник насоса ЭЦНМ(К)

1 - гидродинамическая пята; 2, 3 – гладкие шайбы; 4, 5 – резиновые шайбы-

амортизаторы; 6 – верхняя опора (подпятник); 7 – нижняя опора (подпятник);

10 – неподвижная втулка верхнего радиального подшипника; 11 – вращающаяся втулка

верхнего радиального подшипника

Упорный подшипник в отечественных конструкциях в обычном исполнении (рис. 2.7) состоит из кольца (гидродинамической пяты) 1 с сегментами на обеих плоскостях, устанавливаемого между двумя гладкими шайбами 2 и 3.

Сегменты на шайбе гидродинамической пяты (подвижной части подшипника) 1 выполнены с наклонной поверхностью с углом и плоской площадкой длиной (0,5…0,7)· (где – полная длина сегмента). Ширина сегмента равна (1…1,4)·L. Для компенсации неточностей изготовления и восприятия ударных нагрузок под гладкие кольца помещены эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4, 5, запрессованые в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры (неподвижные подпятники). Осевая сила от вала передается через пружинное кольцо 8 опоры вала и дистанционную втулку 9 упорному подшипнику.

Гидродинамическая пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпятник. Она в обычном исполнении изготавливается из бельтинга (технической ткани с крупными ячейками), пропитанного графитом с резиной и завулканизированного в пресс-форме. Гладкие шайбы выполнены из стали 40Х13.

При вращении пяты жидкость идет от центра к периферии по канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение в рабочем режиме пяты обеспечивает низкий коэффициент трения, незначительные потери энергии на трение в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.

7 – нижняя втулка

2.2.3. Радиальные опоры

2.2.4. Вал

2.2.5. Корпус

2.3.2.1. Электродвигатель

2.3.2.2. Гидрозащита

Рис. 3.17. Компенсатор

Рис. 2.18. Протектор

2.3.2.3. Кабельная линия

Рис. 2. 20. Обратный клапан

Рис. 2.21. Спускной клапан

2.4. Обозначение УЭЦН и ЭЦН

,

где - диаметр корпуса насоса;

Диаметр корпуса двигателя;

Таблица 2.1

Показатели	Группа УЭЦН
Наружный диаметр насоса, мм Наружный диаметр ПЭД, канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение в рабочем режиме пяты обеспечивает низкий коэффициент трения, незначительные потери энергии на трение в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает. Упорные подшипники допускают удельную нагрузку до 3 МПа. В осевых опорах износостойких насосов используют более износостойкие материалы трущихся пар: силицированный графит СГ-П по силицированному графиту СГ-П или карбид кремния по карбиду кремния. Вариант конструкции упорного подшипника в износостойких насосах приведен на рис. 2.8. Рис. 2.8. Осевой подшипник износостойкого насоса 1 – опора верхняя; 2 – шайба резиновая; 3 – подпятник верхний; 4 – подпятник нижний; 5 – опора нижняя; 6 – верхняя втулка; 7 – нижняя втулка 2.2.3. Радиальные опоры Радиальные нагрузки, возникающие при работе насоса, воспринимаются радиальными подшипниками скольжения, работающими в потоке добываемой продукции скважины. В обычном исполнении радиальные подшипники расположены в верхней и нижней частях корпуса каждой секции или каждой модуль-секции насоса. В насосах износостойкого типа для ограничения продольного изгиба вала применяют промежуточные радиальные опоры, которые в зависимости от типа насоса монтируют через каждые 16-25 ступеней (на расстоянии от 650 до 1000 мм) вместе с направляющими аппаратами. На рис. 2.7, 2.9, 2.10 изображены соответственно конструкции верхнего, нижнего и промежуточного радиальных подшипников. Радиальный подшипник (рис. 2.9) представляет собой цилиндрический корпус с осевыми отверстиями для прохождения потока прокачиваемой жидкости и ступицу 3, внутри которой запрессована втулка 4. Контактной парой в подшипнике является неподвижная втулка 4 и подвижная втулка 5. Материал: сталь 40Х13, латунь Л63. Рис. 2.8. Нижний радиальный подшипниковый узел насоса 1 – вал; 2 – ступень насоса; 3 – ступица подшипника; 4 – втулка ступицы; 5 – втулка вала; 6 – шайба опорная Промежуточный подшипник (рис. 2.10) состоит из цилиндрического корпуса, имеющего осевые каналы для прохождения потока жидкости и цилиндрической ступицы 3, внутри которой закреплена втулка 4 из нефтестойкой резины. Внутренняя поверхность имеет продольные каналы, обеспечивающие прохождение жидкости между валом и втулкой для смазки подшипникового узла. Втулка вала 5 изготавливается из силицированного графита СГ-П или карбида кремния. Рис. 2.10. Промежуточный радиальный подшипниковый узел 1 – вал; 2 – ступень насоса; 3 – ступица подшипника; 4 – втулка ступицы; 5 – втулка вала. Помимо основных радиальных подшипников, между рабочими колесами устанавливаются на валу латунные втулки, которые, вращаясь в отверстиях направляющих аппаратов, также служат радиальными подшипниками скольжения в каждой ступени насоса. 2.2.4. Вал Вал насоса ЭЦН выполняют сборным, соединяющимся по концам с помощью шлицевых муфт в местах соединения секций и модулей. Вал и муфты изготавливают из прутков со специальной отделкой поверхности. В качестве материалов для прутков используют коррозионно-стойкую высокопрочную сталь. Для передачи крутящего момента на рабочие колеса используют шпоночное соединение. На валу фрезеруют общую шпоночную канавку (паз), в которую закладывают чистотянутые прутки квадратной шпонки из латуни или стали. Концы вала находятся в радиальных подшипниках скольжения. 2.2.5. Корпус Корпус насоса представляет собой цилиндрическую трубу, объединяющую составляющие узлы и элементы насоса и формирующую его секции (в секционных насосах) или модули (в модульных насосах). В соответствие с конструктивной схемой насоса секции или модули соединяются между собой с помощью фланцевого соединения или соединения типа «фланец – корпус». Корпуса изготавливают из низкоуглеродистой стали 2.3. Основные схемы и состав погружных электроцентробежных насосных агрегатов Скважинный электроцентробежный агрегат состоит из погружного насоса , электродвигателя и гидрозащиты, имеющих различные конструктивные схемы. Основные из них приведены ниже. 2.3.1. Погружной центробежный насос Погружной центробежный насос изготавливают в секционном (ЭЦН) или модульном (ЭЦНМ) исполнении. Насос в секционном исполнении (ЭЦН), в общем случае, содержит нижнюю секцию с приёмной сеткой (рис. 2.11), среднюю секцию и верхнюю секцию с ловильной головкой (рис. 2.12), причём средних секций может быть несколько. Широко применяются варианты комплектации насосов средней секции с дополнительным входным модулем – приёмной сеткой - вместо нижней секции (рис. 2.13), а также модуль-головкой – вместо верхней секции. В этом случае насосы называются модульными (тип ЭЦНМ). В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свободного газа на работу насоса, вместо входного модуля устанавливается газосепаратор. Нижняя секция (рис. 2.11) состоит из корпуса 1, вала 2, пакета ступеней (рабочих колёс 3 и направляющих аппаратов 4, верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух рёбер 10 для защиты кабеля, резиновых колец 11, приемной сетки 12, шлицевой муфты 14, крышек 15, 16 и промежуточных подшипников 17. Рабочие колёса и направляющие аппараты устанавливают последовательно. Направляющие аппараты стянуты верхним подшипником и основанием в корпусе и во время работы неподвижны. Рабочие колёса установлены на вал, который через шпонку приводит их во вращение. Верхний, промежуточные и нижний подшипники являются радиальными опорами вала, а верхняя осевая опора воспринимает нагрузки, действующие вдоль оси вала. Резиновые кольца 11 герметизируют внутреннюю полость секции от утечек перекачиваемой жидкости. Шлицевые муфты 14 служат для передачи вращения от одного вала к другому. На период транспортировки и хранения секции закрыты крышками 15 и 16. Рёбра 10 предназначены для защиты электрического кабеля, расположенного между ними, от механических повреждений при спуске и подъёме насоса. На рис. 2.12 изображены средняя и верхняя секции насоса (обозначение позиций здесь такое же, как на рис. 2.11). Резиновое кольцо 13 уплотняет соединение секций между собой. Верхняя секция насоса заканчивается ловильной головкой 18. Представленный на рис. 2.13 входной модуль служит для приёма и грубой очистки от механических примесей перекачиваемой продукции. Входной модуль состоит из основания 1 с отверстиями для прохода скважинной продукции, вала 2, приёмной сетки 3 и шлицевой муфты 4. В основании установлены подшипники скольжения вала и шпильки 5, при помощи которых модуль крепится верхним концом к секции насоса, а нижнем фланцем – к протектору. Упаковочные крышки 6 и 7 применяют при хранении и транспортировании входного модуля. Для повышения допустимого газосодержания нефти, поднимаемой на поверхность, и повышения всасывающей способности в ЭЦН используют следующие методы: · применение сепараторов различных конструкций на входе, где происходит отделение газа; · установка на приеме диспергирующих устройств, где происходит измельчение газовых включений и подготовка однородной жидкости; · применение комбинированных «ступенчатых» насосов (первые ступени имеют большее проходное сечение – рассчитаны на большую подачу); Российскими производителями выпускаются газосепараторы в соответствии с нормативными документами типов: модули насосные - газосепараторы МНГ и МНГК; модули насосные – газосепараторы Ляпкова МН ГСЛ; модули насосные газосепараторы МНГБ5 (производства ОАО «Борец»). По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными. Они представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами. Рис. 2.11. Нижняя секция насоса 5 - верхний подшипник; 6 - нижний подшипник; 7 - верхняя осевая опора; 8 – головка; 9 - основание, 10 - два ребра для защиты кабеля; 11,13 - резиновые кольца; 12 - приемная сетка; 14 - шлицевая муфта; 15,16 – крышки; 17 - промежуточные подшипники Рис. 2.12. Средняя (а) и верхняя (б) секции насоса. Рис. 2.13. Входной модуль насоса 1 – основание; 2 – вал; 3 – втулка подшипника; 4 – сетка; 5 – защитная втулка; 6 – шлицевая втулка; 7 - шпилька Риc. 2.14. Модуль-головка насоса 1 – кольцо уплотнительное; 2 – ребро; 3 – корпус Использование газосепараторов на входе позволяет увеличить содержание газа до 50 %, а в некоторых случаях и до 80% (модуль насосный - газосепаратор МН ГСЛ5, разработка АО «Лебедянский машиностроительный завод»). На рис. 2.15 изображен газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ (в обозначении «К» – коррозионностойкое исполнение). Сепаратор состоит из трубного корпуса 1 с головкой 2, основания 3 с приемной сеткой и вала 4 с расположенными на нем рабочими органами. В головке выполнены две группы перекрестных каналов 5, 6 для газа и жидкости и установлена втулка радиального подшипника 7. В основании размещены закрытая сеткой полость с каналами 8 для приема газожидкостной смеси, подпятник 9 и втулка 10 радиального подшипника. На валу размещены пята 11, шнек 12, осевое рабочее колесо 13 с суперкавитирующим профилем лопастей, сепараторы 14 и втулки радиальных подшипников 15. В корпусе размещены направляющая решетка гильзы. Рис. 2.15. Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора ГЖС поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство. Кроме модульного исполнения газосепараторы могут быть встроены в нижнюю секцию насоса (ОАО «Борец»). В модульном исполнении выпускаются диспергаторы типа МНДБ5 (производства ОАО «Борец»). Они устанавливаются на входе насоса вместо входного модуля. Максимальное допустимое содержание свободного газа на входе в диспергатор при максимальной подаче – 55% по объему. При прохождении потока газожидкостной смеси через диспергатор повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, благодаря чему улучшается работа центробежного насоса. Вместо входного модуля могут быть также установлены модули газосепараторы-диспергаторы МНГДБ5, выпускаемые ОАО «Борец». Максимальное содержание свободного газа на входе в газосепаратор-диспергатор при максимальной подаче – 68% по объему. Следует отметить, что модульный принцип компоновки ЭЦН, принятый отечественным насосостроением в конце 1980-х годов, в настоящее время подвергается резкой критике некоторыми потребителями и производителями погружных насосных установок. Это связано, главным образом с тем, что у модульных насосов увеличивается число фланцевых соединений между отдельными модулями (секциями, входным модулем, ловильной головкой и т.д.). В ряде случаев это ведёт к уменьшению наработок УЭЦН на отказ, что в наибольшей степени проявляется в тех нефтедобывающих районах, где значительную долю отказов занимают расчленение и полёты установок на забой. Поэтому заводы-изготовители УЭЦН в настоящее время комплектуют установки в соответствии с пожеланиями заказчиков, и на промыслах могут встречаться разные исполнения насосов. Например, приемная сетка может быть выполнена в виде отдельного модуля (рис. 2.13), а может быть установлена непосредственно в нижней секции насоса (рис. 2.11), что уменьшает число фланцевых соединений. Аналогичным образом ловильная головка насоса может быть отдельным модулем (рис. 2.14), а может встраиваться в верхнюю секцию насоса (рис 2.12 б), и т.д. 2.3.2. Погружной двигатель с гидрозащитой 2.3.2.1. Электродвигатель Основным видом погружных электродвигателей, приводящих погружной центробежный насос, являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин -1 . Мощность двигателей достигает 500 кВт, напряжение тока 400…3000 В, сила рабочего тока 10…100 А. Электродвигатели мощностью от 12 до 70 кВт (рис. 2.16) - односекционные и состоят из статора 1, ротора 2, головки 3, основания 4 и узла токоввода 5. Рис. 2.16. Односекционный погружной электродвигатель Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Статор магнитомягкий по всей длине. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду. Внутри статора размещается ротор, представляющий из себя набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамкнутыми медными кольцами. Для создания более благоприятных условий работы подшипников весь набор пакетов на валу разбит на группы, зафиксированные стопорными кольцами. При этом между группами обеспечивается гарантированный рабочий зазор 2…4 мм. Втулки подшипников металлокерамические, а корпуса выполнены из немагнитного чугуна - нирезиста с запрессованными стальными втулками и имеют устройство, обеспечивающее механическое стопорение их от проворота в расточке статора. Верхний конец статора соединен с головкой, в которой размещен узел упорного подшипника 6 и узел токоввода 5. Узел упорного подшипника воспринимает осевые нагрузки от веса ротора и состоит из основания, кольца резинового, подпятника и пяты. Узел токоввода представляет собой изоляционную колодку, в которой расположены контактные гильзы, соединенные проводами с обмоткой статора. Колодка стопорится в головке винтом и герметизируется резиновым уплотнительным кольцом. Узел токоввода является элементом электрического разъема для подсоединения кабеля. В головку ввернут обратный клапан 7 для закачки через него масла. Сквозь головку проходит вал электродвигателя, на конец которого надета шлицевая муфта 8 для соединения с валом протектора. В торец головки 9 ввернуты шпильки для соединения с протектором. В нижней части электродвигателя расположено основание, в котором размещен фильтр 10 для очистки масла. В основании имеются каналы для сообщения с внутренней полостью компенсатора. Каналы перекрываются перепускным клапаном 11, который после монтажа двигателя на скважине нормально открыт. Отверстие, в которое ввернут перепускной клапан, герметизируется пробкой 12 на свинцовой прокладке. В основание ввернут обратный клапан 13 для закачки масла в электродвигатель. Нижний конец основания выполнен в виде фланца с посадочным буртом для присоединения компенсатора. Для герметизации этого соединения служат резиновые кольца 14. На период транспортирования и хранения головка и основание электродвигателя закрыты крышками 9 и 15. Электродвигатели мощностью свыше 80 кВт обычно выполняют двухсекционными. Они состоят из верхней 1 и нижней 2 секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой последовательное. Соединение корпусов секций - фланцевое, валов – шлицевой муфтой. 2.3.2.2. Гидрозащита Для увеличения работоспособности погружных электродвигателей большое значение имеет его гидрозащита. Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора и выполняет следующие функции: · уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине; · компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости двигателя и его утечки через негерметичные элементы конструкции; · защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и предотвращает утечки масла при передаче вращения от электродвигателя к насосу. Существуют различные конструкции гидрозащит. Рассмотрим одну из них, часто встречающуюся на промыслах. Компенсатор МК 51 (рис. 2.17) представляет собой корпус 1 в виде трубы, внутри которого размещена резиновая диафрагма 2. Внутренняя полость диафрагмы заполнена маслом и сообщается с внутренней полостью электродвигателя по каналу в головке 3, который перекрыт пластмассовой пробкой 4. В головке имеется отверстие для заполнения маслом внутренней полости диафрагмы, которое герметизируется пробкой 5 на свинцовой прокладке и отверстие с перепускным клапаном 6 и пробкой 7. Перепускной клапан используется в процессе подготовки компенсатора к монтажу. Полость за диафрагмой сообщается с пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора. Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в двигателе в процессе его работы. В головку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродвигателем. На период транспортирования и хранения компенсатор закрыт крышкой 8. Протектор МП 51 (рис. 2.18) состоит из корпуса 1, внутри которого размещается диафрагма 2, закрепленная на опоре 3, двух ниппелей 4 и 5, между которыми размещается узел пяты 6, верхней 7 и нижней 8 головок и вала 9 с двумя торцовыми уплотнениями 10. Вал вращается в подшипниках, установленных в ниппелях и в нижней головке. Нижний конец вала соединяется с валом электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Узел пяты воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал. Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. Полость за диафрагмой сообщается с полостью узла пяты и тоже заполняется маслом для компенсации расхода его через верхнее торцовое уплотнение. Для удаления воздуха при заполнении маслом полостей протектора в ниппелях имеются отверстия, которые герметично закрываются пробками 13 и 14 со свинцовыми прокладками. В ниппеле 4 имеются три отверстия, через которые при работе установки проходит пластовая жидкость, вымывает твёрдые частицы из области верхнего торцового уплотнения и охлаждает его. На период транспортирования и хранения отверстия закрыты пластмассовыми пробками 11, которые перед спуском протектора в скважину удаляются. Рис. 3.17. Компенсатор Рис. 2.18. Протектор Нижняя головка протектора имеет фланец и посадочный бурт с резиновыми кольцами 15 для герметизации соединения с электродвигателем. В верхнюю головку ввернуты шпильки для соединения с насосом. На период транспортирования и хранения протектор закрыт крышками 16 и 17. Существуют также конструкции гидрозащит, обеспечивающие повышенную надёжность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости. Так, у компенсатора МК 52 полезный объем для масла в два раза больше, чем у компенсатора МК 51, а протектор МП 52 имеет дублированные эластичные диафрагмы и три последовательно установленные торцовые уплотнения. При работе установки ЭЦН в процессе включений и выключений электродвигателя заполняющее его масло периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объёме. Изменение объёма масла компенсируется за счёт деформации эластичных диафрагм компенсатора и протектора. Проникновению же в двигатель пластовой жидкости препятствуют торцовые уплотнения протектора. 2.3.2.3. Кабельная линия Для 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 неразъёмной соединительной сросткой. Кабель-удлинитель, проходящий вдоль насоса, имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем. Конструкции наиболее распространённых отечественных кабелей КПБК (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный круглый) и КПБП (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский) представлены на рис. 2.19, где 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 плотностей); 5 - броня из стальной оцинкованной ленты S-образного профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабеля КПБП). Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полимидно-фторопластовой плёнки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил, и др. Рис. 2.19. Конструкции кабеля КПБК (а) и КПБП (б) 2.3.3. Насосные обратный и спускной клапаны Насосный обратный клапан (рис. 2.20) предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения повторного запуска насоса. Обратный клапан используется также при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб после спуска установки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения спускного клапана, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней секции насоса. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4. Рис. 2. 20. Обратный клапан Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка 3 поднимается, тем самым, открывая клапан. При остановке насоса тарелка 3 опускается на седло 2 под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается. На период транспортирования и хранения на обратный клапан навинчивают крышки 5 и 6. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины. Спускной клапан (рис. 2.21) содержит корпус 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба муфты для соединения к насосно-компрессорным трубам, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан. В корпус ввернут штуцер 2, который уплотнен резиновым кольцом 3. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ), и жидкость из колонны насосно-компрессорных труб вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство. На период транспортирования и хранения спускной клапан закрыт крышками 4 и 5. Погружные асинхронные двигатели в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц. Синхронная частота вращения вала двигателя – 3000 об/мин. Рабочее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки – по часовой стрелке. Рис. 2.21. Спускной клапан 2.4. Обозначение УЭЦН и ЭЦН В России приняты обозначения установок погружных центробежных насосов типа УЭЦНМ5-125-1800. Это расшифровывается следующим образом: У – установка; Э – привод от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; 5 – группа насоса; 125 – подача в номинальном режиме, м 3 /сут; 1800 – напор на номинальном режиме, м. Отечественные заводы выпускают установки ЭЦН групп 4, 5, 5А и 6. Они отличаются величиной так называемого диаметрального габарита, определяемого по формуле: , где - диаметр корпуса насоса; Диаметр корпуса двигателя; – высота (толщина) плоского кабеля; – толщина выступающей части защитного устройства для плоского кабеля / 6 /. Схема определения диаметрального габарита погружного насосного агрегата представлена на рис.2.22. Установки различных групп предназначены для эксплуатации скважин с разными внутренними диаметрами эксплуатационных колонн. Геометрические параметры различных групп установок и их составных частей представлены в таблице 4.1. Следует отметить, что установки меньшей группы пригодны для эксплуатации в скважинах большего внутреннего диаметра, например, УЭЦН группы 5 вполне можно использовать и в скважинах с внутренним диаметром 130 и 144,3 мм. Рис. 2.22. Поперечный разрез и схема определения диаметрального габарита погружного насосного агрегата Таблица 2.1 Габаритные параметры для различных групп установок ЭЦН Показатели Группа УЭЦН Минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм Наружный диаметр насоса, мм Наружный диаметр ПЭД, мм Диаметральный габарит, мм Наименования групп УЭЦН первоначально обозначали диаметр условного прохода эксплуатационной колонны скважины в дюймах. В то время разрабатывались установки групп 5 и 6. Однако эксплуатационные колонны скважин одинакового внешнего диаметра (для условного прохода 5 дюймов – 146 мм, для условного прохода 6 дюймов – 168 мм) могут иметь различную толщину стенки и, как следствие, разные внутренние диаметры. Впоследствии выяснилось, что примерно 90 % пятидюймовых скважин на месторождениях Советского Союза имеют внутренний диаметр не менее 130 мм. Для этих скважин были разработаны насосы группы, условно названной 5А. В дальнейшем возникли ещё дополнительные градации, связанные с комплектацией УЭЦН групп 5 и 6 двигателями различного диаметра. Поэтому в рамках групп 5 и 6 в настоящее время существуют по две разновидности установок, несколько отличающиеся друг от друга по диаметральному габариту (см. таблицу 2.1). Что же касается УЭЦН группы 4, то необходимость их разработки была связана не только с наличием скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 112 мм, но и с невозможностью соблюдения требований руководств по эксплуатации УЭЦН при добыче нефти из сильно искривлённых пятидюймовых скважин. Допускаемый темп набора кривизны ствола скважины не должен превышать 2° на 10 метров, а в зоне работы установки изменение кривизны должно быть не более трёх минут на 10 метров. Значительное число скважин, пробуренных на месторождениях Западной Сибири в 70-80–х годах ХХ века, этим требованиям не удовлетворяют. Эксплуатировать их другими, помимо УЭЦН, способами невозможно. Поэтому нефтяникам приходилось заведомо идти на нарушение требований инструкций, чтобы добывать продукцию из таких скважин. Естественно, это крайне негативно сказывалось на величине межремонтного периода работы скважин. Установки же малого габарита (группы 4) легче проходят через критические интервалы большой искривлённости при спуске в скважины. Однако УЭЦН малого габарита имеют большую длину и меньшие значения КПД. Диапазон типоразмеров УЭЦН, выпускаемых отечественной промышленностью, достаточно широк. В габарите 4 выпускаются насосы с номинальной подачей от 50 до 200 м 3 /сут и напорами от 500 до 2050 м, в габарите 5 - с подачей от 20 до 200 м 3 /сут и напорами от 750 до 2000 м, в габарите 5А - с подачей от 160 до 500 м 3 /сут и напорами от 500 до 1800 м, в габарите 6 - с подачей от 250 до 1250 м 3 /сут и напорами от 600 до 1800 м. Следует отметить, что практически ежегодно появляются новые типоразмеры насосов, создаваемые машиностроителями по заказу нефтяников, так что указанный перечень типоразмеров УЭЦН может быть дополнен. Пример варианта структуры условного обозначения насоса приведен ниже. Погружные электродвигатели ПЭД с наружным диаметром корпуса 103 мм имеют мощность от 16 до 90 кВт, с диаметром 117 мм – от 12 до 140 кВт, с диаметром 123 мм – от 90 до 250 кВт, с диаметром 130 мм – от 180 до 360 кВт. Погружные электроцентробежные насосы, как и УЭЦН, имеют условное обозначение, которое может несколько отличаться для различных заводов-изготовителей. Варианты конструктивного исполнения насосов ЭЦНА, выпускаемых по ТУ 3631-025-21945400-97, обозначают цифрами от 1 до 4: 1 – в составе насоса входной модуль, соединение секций фланцевое; 2 – в составе насоса входной модуль, соединение секций типа «фланец-корпус»; 3 – в составе насоса нижняя секция с приемной сеткой, соединение секций фланцевое; 4 – в составе насоса секция с приемной сеткой, соединение секций типа «фланец-корпус». По ТУ 3631-00217930-004-96 и ТУ 3631-007-00217930-97 изготавливают насоса трех модификаций: · с идентичной с насосом по ТУ 26-06-1485-96 конструкцией (насосы обозначаются ЭЦНМ(К)); · с соединением секций по типу «фланец-корпус» (номер модификации Л1); · с соединением секций по типу «фланец-корпус», с промежуточными подшипниками (номер модификации Л2). 3. Оборудование 3.1. Активные клавиши Для работы в этой лабораторной работе применяются следующие клавиши: W, S, A, D – для перемещения в пространстве; F2, E – аналоги средней клавиши манипулятора (при первом нажатии берется объект, при последующем – ставится); Ctrl – присесть; F10 – выход из программы. Рис. 3.1. Активные клавиши клавиатуры Рис. 3.2. Функции манипулятора Левая клавиша мыши (1) - при нажатии и удерживании обрабатывается (поворачивается, переключается) тот или иной объект. Средняя клавиша (2) - при первом нажатии (прокрутка не используется) берется объект, при последующем – ставится (прикрепляется). Правая клавиша (3) - появляется курсор–указатель (при повторном - исчезает). Примечание: При появившемся курсоре невозможно перевести взгляд вверх и стороны. 4. Порядок выполнения работы Цель лабораторной работы - изучение конструкции погружного центробежного насоса. Насос ЭЦН уложен на стеллаже. Разбирать можно только обозначенные в подписях к рисункам узлы. Во время снятия узла справа вверху появляется надпись с обозначением снятого узла. Рис. 3.3. Гидрозащита ПЭД (погружной электродвигатель) (все узлы снимаются) 1 – переводник гидрозащиты ПЭД; 2 – гидрозащита ПЭД; 3 – корпус гидрозащиты ПЭД Рис. 3.4. ПЭД 1 – переводник (снимается); 2 – муфта (снимается); 3 – вал (снимается); 4 - подвод электрокабеля (снимается); 5 - погружной электродвигатель Рис. 3.5. Гидрозащита ПЭД (все узлы снимаются) 1 – переводник; 2 – гидрозащита ПЭД; 3 – корпус гидрозащиты Рис. 3.6. Нижняя осевая опора (все узлы снимаются) 1 – переводник; 2 – пята; 3 – верхняя опора; 4 – переводник; 5 – переводник; 6 – нижняя опора; 7 - корпус осевой опоры Рис. 3.7. Приемная сетка (все узлы снимаются) 1 – муфта шлицевая; 2 – приемная секция; 3 – вал; 4 – радиальная опора вала; 5 - приемная сетка (снимается); 6 – радиальная опора вала; 7 – муфта шлицевая Рис. 3.8. Секция насоса Рис. 3.9. Нижняя часть насоса (все узлы снимаются) 1 – хомут; 2 - труба НКТ; 3 - обратный клапан; 4 – переводник; 5 – переводник; 6 – радиальный подшипник 5. Контрольные вопросы 1. Назначение, область применения и состав УЭЦН. 2. Перечислить основные составляющие элементы насоса типа ЭЦН. 3. Назначение и устройство ступеней, составляющих насос? 4. Перечислить конструктивные разновидности ступеней в ЭЦН. Каковы достоинства и недостатки различных конструктивных решений? 5. Чем воспринимается осевая и радиальная нагрузка на рабочем колесе? 6. Объясните понятия «одноопорная», «двухопорная» ступень насоса. 7. Поясните понятие «плавающий» тип рабочего колеса? 8. Какие типы рабочих колес используются в ЭЦНМ, ЭЦНМК? 9. Как осуществляется крепление направляющего аппарата в секции насоса? 10. Чем воспринимается осевая и радиальная нагрузка на валу модуль-секции насоса? 11. В чем особенность конструкции гидродинамической пяты? 12. В чем отличие погружного насоса модульного от обычного? 13. Назначение и устройство модуля входного, модуля-головки? 14. Назначение гидрозащиты и ее состав? 15. Каков принцип работы компенсатора? протектора? 16. Каково назначение обратного клапана? спускного? 17. Принцип работы обратного клапана? спускного? 18. Условное обозначение УЭЦН и ЭЦН. 6. Литература 1. Бочарников В.Ф. Справочник мастера по ремонту нефтегазового оборудования: Том 2 / В.Ф. Бочарников. - М.: «Инфра-Инженерия», 2008. – 576с. 2 Бухаленко Е.И. и др. Нефтепромысловое оборудование: справочник / Е.И. Бухаленко и др. - М., 1990. - 559 с. 3 Дроздов А.Н. Применение погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти: учебн. пособие. / А.Н. Дроздов. – М.:РГУ нефти и газа, 2001 4. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров и др.– М.: ГУП Изд.-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – 824с. 5. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. Международный транслятор / под редакцией В.Ю. Аликперова, В.Я. Кершенбаума. - М., 1999. - 615 с. 7. Авторы Лабораторная работа «Изучение конструкции погружного центробежного насоса» по дисциплине: «Нефтегазопромысловое оборудование» Методическое обеспечение: Доцент, к.т.н. Безус А.А. Доцент, к.т.н. Двинин А.А. Ассистент И.В.Панова Редактор: Яковлев О.В. 3D-графика: Елесин А.С. Script-программирование: Каздыкпаева А.Ж.

Давно мечтал написать на бумаге (напечатать на компьютере) все, что знаю про УЭЦНы.
Попытаюсь простым и понятным языком рассказать про Установку Электро-Центробежного-Насоса - основной инструмент, которым добывается 80% всей нефти в России.

Каким то образом получилось так, что всю свою сознательную жизнь я с ними связан. С пяти лет начал ездить с отцом по скважинам. В десять мог сам отремонтировать любую станцию, в двадцать четыре стал инженером на предприятии, где их ремонтировали, в тридцать - заместителем генерального директора, там, где их делают. Знаний по предмету навалом - поделится не жалко, тем более что много-много людей меня постоянно спрашивают о том или ином, касающемся моих насосов. В общем и целом, что бы много раз не повторять одно и тоже разными словами - напишу один раз, а потом буду экзамены принимать;). Да! Будут слайды… без слайдов никак.

Что это такое.
УЭЦН - установка электроцентробежного насоса, она же бесштанговый насос, она же ESP, она же вон те палочки и барабанчики. УЭЦН - именно она (женского роду)! Хотя и состоит из них (мужского роду). Это такая специальная штука, при помощи которой доблестные нефтяники (а точнее сервисники для нефтяников) достают из-под земли пластовую жидкость - так мы называем ту муляку, которую потом (по прохождении специальной обработки) называют всякими интересными словами типа URALS или BRENT. Это целый комплекс оборудования, что бы сделать который, нужны знания металлурга, металообработчика, механика, электрика, электронщика, гидравлика, кабельщика, нефтяника и даже немного гинеколога и проктолога. Штука достаточно интересная и необычная, хотя придумана много лет назад, и с тех пор не сильно поменявшаяся. По большому счету это обычный насосный агрегат. Необычного в нем то, что он тонкий (самый распространенный помещается в скважину с внутренним диаметром 123 мм), длинный (есть установки по 70 метров длиной) и работает в таких поганых условиях, в которых более менее сложный механизм вообще не должен существовать.

Итак, в составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) - главный узел - все остальные его предохраняют и обеспечивают. Насосу достается больше всего - но он и делает основную работу - подъем жидкости - жизнь у него такая. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней - тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень - тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор - тем больше он жрет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением - стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие, совсем-совсем износо-коррозионостойкие.

ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел - крутит насос - жрет энергию. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель - только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра - мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий, и вообще - не убиваемый (как будто бы). Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и до кучи компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (еще его называют гидрозащитой) - штука которая стоит между насосом и двигателем - он во первых - делит полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а во вторых - решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там вообще то до 400 атм бывает, это примерно как на трети глубины Марианской впадины). Бывают разных габаритов и опять же исполнения всякие бла бла бла.

Кабель - собственно он кабель. Медный, трехжильный.. Еще он бронированный. Представляете? Бронированный кабель! Конечно, он не выдержит выстрел даже из Макарова, но зато выдержит пять-шесть спусков в скважину и будет там работать - достаточно долго.
Бронирование у него несколько другое, рассчитанное скорее на трение, чем на острый удар - но всетаки. Кабель бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки), а еще он отличается температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов. То есть может неограниченно долго работать при температуре в два раза превышающей температуру кипения воды (заметьте - мы добываем вроде как нефть, а она очень даже не хило горит - но ведь надо же кабель с теплостойкостью свыше 200 градусов - и причем практически повсеместно).

Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Штука, которая отделяет свободный газ от жидкости.. вернее жидкость от свободного газа… короче снижает количество свободного газа на входе в насос. Часто, очень часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал - тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство (названия я перечислил в начале абзаца). Если нет необходимости ставить газосепаратор - ставят входной модуль, жидкость же как то должна попадать в насос? Вот. Что то ставят в любом случае.. Либо модуль, либо газик.

ТМС - это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает - термоманометрическая система, телеметрия.. кто как. Правильно (это старое название - из 80 лохматых годов) - термоманометрическая система, так и будем обзывать - бо почти полностью объясняет функцию устройства - меряет температуру и давление - там - прям внизу - практически в преисподней.

Есть еще защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный - КОШ - клапан обратный шариковый) - что бы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов - как то жалко этого времени). А когда нужно поднять насос - этот клапан мешается - из труб постоянно что то льется, загаживая все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС - смешная штука - которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.

Все это хозяйство висит на насосно-компрессорных трубах (НКТ - заборы из них делают очень часто в околонефтяных городах). Висит в следующей последовательности:
Вдоль НКТ (2-3 километра) - кабель, сверху - КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газик (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦНа, газика и протектора до самой головы двигателя. Эка. Все сверх на голову короче. Так вот - от верху ЭЦНа до низа ТМСа может быть 70 метров. и сквозь эти 70 метров проходит вал, и все это вращается… а вокруг - большая температура , огромное давление, дофига мехпримесей, коррозионноактиваня среда.. Бедные насосики…

Все штуки секционные, секции длиной не более 9-10 метров (иначе как их в скважину засунуть?) Собирается установка непосредственно на скважине: ПЭД, к нему пристегивается кабель, протектор, газик, секции насоса, клапана, трубы.. Да! не забываем прикреплять кабель ко всему при помощи клямс - (такие пояски стальные специальные). Все это макается в скважину и долго (надеюсь) там работает. Что бы это все запитать (и как-то этим управлять) на земле ставят повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Вот такой штукой добывают то, что потом превращается в деньги (бензин, дизтопливо, пластмассы и прочую фигню).

Попробуем разобраться.. как это все устроено, как делается, как выбирать и как использовать.

Область применения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м 3 /сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

Установка (рис. 24) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:

— установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

— установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

— установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6¸8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С).

Пример шифра установок — УЭЦНМК 5-125-1300 означает: УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м 3 /сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст.

На рис. 24 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Установки (на рис. 24 схема НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50¸100 до 200¸250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в табл. 7 основных данных установок.

Таблица 7

Наименование установок	Минимальный (внутренний) диаметр эксп-луатационной колонны, мм	Попереч-ный габарит установки, мм	Подача м 3 /сут		Мощность двигателя, кВт	Тип газосепаратора
УЭЦНМК5-80
УЭЦНМК5-125
УЭЦНМ5А-160
УЭЦНМ5А-250
УЭЦНМК5-250
УЭЦНМ5А-400
УЭЦНМК5А-400
	144,3 или 148,3	137 или 140,5
УЭЦНМ6-1000

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152¸393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

Насос (ЭЦНМ) — погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы — 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5¸92 мм, группы 5А — 103 мм, группы 6 — 114 мм.

Модуль-секция насоса (рис. 25) состоит из корпуса 1 , вала 2 , пакетов ступеней (рабочих колес — 3 и направляющих аппаратов — 4 ), верхнего подшипника 5 , нижнего подшипника 6 , верхней осевой опоры 7 , головки 8 , основания 9 , двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11 , 12 , 13 .

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рис. 25) и основание 9 , а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения — из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный — газосепаратор (рис. 26).

Рис. 26. Газосепаратор:

1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал; 6 – решетка; 7 ‑ направляющий аппарат; 8 – рабочее колесо; 9 – шнек; 10 – подшипник; 11 ‑ основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ — в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250¸500 м 3 /сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 27) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530¸2300 В, номинальный ток 26¸122,5 А.

Рис. 27. Электродвигатель серии ПЭДУ:

1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 ‑ крышка кабельного ввода; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 – основание

Гидрозащита (рис. 28) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Рис. 28. Гидрозащита:

а – открытого типа; б – закрытого типа

А – верхняя камера; Б – нижняя камера;

1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхний ниппель; 4 – корпус; 5 – средний ниппель; 6 – вал; 7 – нижний ниппель; 8 – основание; 9 ‑ соединительная трубка; 10 – диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя — маслом МА‑ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий — гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸250 кВт, масса 53¸59 кг.

Система термоманометрическая ТМС — 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 о С.

Масса общая 10,2 кг (см. рис. 24).

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля — круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского — КПБП (рис. 29), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рис. 29. Кабели:

а – круглый; б – плоский; 1 – жила; 2 – изоляция; 3 – оболочка; 4 – подушка; 5 — броня

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля — уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160 о С.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸1800м.

Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов — КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16¸125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробеж­ного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 6.1. Установка состоит из двух частей: на­земной и погружной. Наземная часть включает автотрансфор­матор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специ­альными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого цен­тробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки вхо­дит сливной клапан 11 через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ.

Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД).

Рис. 6.1. Принципиальная схема УЭЦН:

1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабель­ный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 -сливной клапан; 12 -узел гидрозащиты (протектор); 13 - по­гружной электродвигатель; 14 - компенсатор

Каждая установка имеет свой шифр, например УЭЦН5А-500-800, в котором приняты следующие обозначения цифра (или цифра и буква) после УЭЦН обозначает наименьший до­пустимый внутренний диаметр обсадной колонны, в которую он может быть спущен, цифра «4» соответствует диаметру 112 мм, цифра «5» соответствует 122 мм, «5А» - 130 мм, «6» - 144 мм и «6А» - 148 мм; второе число шифра обозначает номинальную подачу насоса (в м 3 /сУ т) и третье - примерный напор в м. Зна­чения подачи и напора даны для работы на воде.

В последние годы номенклатура выпускаемых установок центробежных насосов значительно расширилась, что нашло отражение и в шифрах выпускаемого оборудования. Так, уста­новки ЭЦН, выпускаемые фирмой АЛНАС (г. Альметьевск, Татарстан), в шифре имеют заглавную букву «А» после надписи «УЭЦН», а установки Лебедянского механического завода (АО «Лемаз», г. Лебедянь Курской обл.) имеют заглавную букву «Л» перед надписью «УЭЦН». Установки центробежных насосов с двухопорной конструкцией рабочего колеса, предназначенных для отбора пластовой жидкости с большим количеством меха­нических примесей имеют в своем шифре «2» после буквы «Л» и перед надписью УЭЦН (для насосов фирмы «Лемаз»), букву «Д» после надписи «УЭЦН» (для насосов «АО «Борец»), букву «А» перед цифрой габарита установки (для насосов АЛНАС). Коррозионностойкое исполнение УЭЦН отражается буквой «К» в конце шифра установки, термостойкое - буквой «Т». Конструкция рабочего колеса с дополнительными вихревыми лопатками на заднем диске (фирма «Новомет», г. Пермь) имеет в шифре насоса буквенное обозначение ВННП.

6.3. Основные узлы установки ЭЦН, их назна­чение и характеристика

Скважинные центробежные насосы

Скважинные центробежные насосы являются многоступен­чатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим ко­лесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 6-7 м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной ко­лонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррози­онной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99%. Механических примесей в откачиваемой жидко­сти должно быть не более 0,01 массовых % (или 0,1 г/л), при этом твердость механических примесей не должна превышать 5 баллов по Моосу; сероводорода - не более 0,001%. По требова­ниям технических условий заводов-изготовителей, содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25%.

Центробежный насос коррозионностойкого исполнения предназначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л). Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с содержанием механических примесей до 0,5 г/л.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук.

Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

1 - кольцо с сегментами; 2,3- гладкие шайбы; 4,5- шайбы амортизаторы; 6 - верхняя опора; 7 - нижняя опора; 8 - пру­жинное кольцо опоры вала; 9 - дистанционная втулка; 10 -основание; 11 - шлицевая муфта.

Модульные ЭЦН

Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспор­тировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса.

Высоконапорные насосы составляются из нескольких сек­ций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы шлицевыми муфтами. Каждая секция насо­са имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Приемную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку - только верхняя секция насоса. Секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем 6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3,4 и 5 м), в зависи­мости от числа ступеней, которые надо в них разместить.

Насос состоит из входного модуля (рис. 6.4), модуля секции (модулей-секций) (рис. 6.3), модуля головки (рис. 6.3), обрат­ного и спускного клапанов.

Допускается уменьшить число модулей-секций в насосе, соответственно укомплектовав погружной агрегат двигателем необходимой мощности.

Соединения модулей между собой и входного модуля с двигателем фланцевые. Соединения (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепа­ратором) уплотняют резиновыми кольцами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляют с помощью шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одина­ковые длины корпусов 3,4 и 5 м, унифицированы. Для защиты кабеля от повреждений при спускоподъемных операциях на основаниях модуля-секции и модуля-головки расположены съемные стальные ребра. Конструкция насоса позволяет без дополнительной разборки использовать модуль насосный газосепаратор, который устанавливается между модулем вход­ным и модулем-секцией.

Технические характеристики некоторых типоразмеров ЭЦН для добычи нефти, изготавливаемых российскими фир­мами по техническим условиям представлены в таблице 6.1 и рис. 6.6.

Методы добычи нефти и газа. Фонтанный, насосный (ЭЦН, ШСНУ, ШВНУ, УЭДН, ГПНУ и др.)

Фонтанный способ эксплуатации скважины.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии (рис. 8). Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Рис. 8.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

Газлифтный способ эксплуатации скважины.

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессор-ным газлифтом.

Преимущества газлифтной эксплуатации:

Все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;

Простота конструкций оборудования;

Возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

Простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);

Возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

Простота исследования скважин.

Недостатки газлифтной эксплуатации:

Необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;

Низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

Большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;

Большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

Насосные способы эксплуатации скважин.

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

Установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

Установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

Установкой электропогружного винтового насоса (УЭВН);

Установкой гидропоршневого насоса (ГПНУ) и др.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН).

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

Обладают высоким коэффициентом полезного действия;

Проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

Для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

Установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

Ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);

Малая подача насоса;

Ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных).

Глубинный штанговый насос (рис. 9) состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком, она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Рис. 9.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН).

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН).

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса. По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления) (рис. 10).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос) - ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН - это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

Рис. 10. Установка погружного электроцентробежного насоса: 1 - ПЭД; 2 - гидрозащита; 3 - вх. модуль; 4 - насос; 5 - кабель; 6 - станция управления; 7 - трансформатор

ПЭД (погружной электродвигатель) - второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) - элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор - используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС - термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

Простота наземного оборудования;

Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;

Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Установка электропогружного винтового насоса УЭВН.

Установка винтового погружного электронасоса состоит из электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья скважины, автотрансформатора и станции управления. Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.

Погружной винтовой насос (рис. 11) состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт 2 и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с винтами 4 и 7; предохранительного клапана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы.

При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винтовой насос объемного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. На промыслах погружные винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м3/сут.

Рис. 11.

Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях.

Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.

Установка гидропоршневого насоса (ГПНУ).

Установка гидропоршневого насоса (рис. 12) состоит из погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для отстоя жидкости 1 и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование состоит из насосной установки, представляющей собой гидравлический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соединены штоком.

Для эксплуатации скважины гидропоршневым насосом в нее спускают два ряда концентрически расположенных насосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на концах которых находится седло, плотно посаженное в посадочный конус 7.

Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к посадочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым насосом, и приводят в действие при помощи золотникового устройства, расположенного между двигателем и самим насосом. Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движение совершает поршень насоса и откачивает жидкость из скважины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому пространству поднимается на поверхность.

Смена погружного агрегата производится без подъема насосно-компрессорных труб. Поднимают агрегат из скважины под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое пространство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. К.п.д. гидропоршневой установки достигает 0,6.

К недостаткам гидропоршневых установок относится необходимость около каждой скважины устанавливать емкости для рабочей жидкости и специального силового насоса.

Компания «Борец» выпускает широкую линейку погружных насосов производительностью от 10 до 6128 м 3 /сут и напором от 100 до 3500 м.

Компания «Борец» рекомендует определенный эксплуатационный диапазон для всех насосов. Для обеспечения оптимальной эффективности и максимального межремонтного периода необходимо эксплуатировать насос в пределах этого диапазона.

Для достижения наилучших результатов эксплуатации насосов в реальных скважинных условиях и удовлетворения требований Заказчика, наша компания предлагает несколько типов сборки и конструкций ступеней насоса.

Насосы компании «Борец» могут эксплуатироваться в осложненных условиях, включая повышенное содержание мехпримесей, газосодержание и температуру перекачиваемой жидкости. Для повышения эксплуатационной надежности при работе в условиях повышенного абразивного воздействия среды, применяются насосы компрессионного, абразивостойкого компрессионного и пакетного типа сборки.

В насосах компании «Борец» используются ступени следующих наименований, которые отличаются друг от друга конструкцией:

• ЭЦНД – двухопорная рабочая ступень.
• ЭЦНМИК – ступень одноопорной конструкции с разгруженным рабочим колесом с удлиненной ступицей.
• ЭЦНДП – двухопорная ступень, получаемая методом порошковой металлургии.
  Насосы со ступенями ЭЦНДП характеризуются высокой стойкостью к коррозии, износу в парах трениях и гидроабразивному износу.В дополнение к этому, за счет чистоты проточных каналов рабочего колеса ступени, данные насосы обладают повышенной эффективностью энергосбережения.

Головки и основания насосов изготавливаются из высокопрочной стали. Для агрессивных скважинных условий головки и основания изготавливаются из коррозионностойких сталей. При работе в осложненных условиях в насосах устанавливаются радиальные подшипники из сплава карбида вольфрама, предотвращающие радиальный износ и вибрацию. Для эксплуатации УЭЦН в агрессивных средах, компания «Борец» применяет коррозионностойкие и износостойкие металлизированные покрытия, наносимые на корпус и концевые детали. Данные покрытия обладают высокой твердостью и пластичностью, что исключает их растрескивания при изгибах оборудования во время спускоподъемных операций.

Для снижения солеотложения и предотвращения коррозии деталей ЭЦН при работе оборудования в агрессивной химической среде при повышенных температурах, компания «Борец» разработала антисолевое полимерное покрытие. Покрытие наносится на ступени, трубы, концевые детали и крепеж. Использование покрытия снижает солеотложения на ступенях насоса, а так же повышает коррозионную, химическую и износостойкости.