Маркировка уэцн. Обозначение уэцн отечественного производства

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.

УЭЦН в зависимости от поперечного диаметра двигателя условно делятся на 3 группы: УЭЦН5 (103 мм), УЭЦН5А (117 мм), УЭЦН6 (123 мм). Наружный диаметр УЭЦН позволяет спускать их в скважины с минимальным внутренним диаметром эксплуатационной колонны: УЭЦН5 - 121,7 мм; УЭЦН5А – 130 мм; УЭЦН6 - 144,3 мм.

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) - ЭЦНМ5 50-1300, где

Э-привод от погружного двигателя; Ц-центробежный; Н-насос; М-модульный; 5 - группа насоса (условный диаметр скважины в дюймах); 50 - подача, м3/сут; 1300 - напор, м.

Для насосов коррозионостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К». Для насосов износостойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «И».

Условное обозначение двигателя ПЭДУ 45(117), где П – погружной; ЭД – электродвигатель; У – универсальный; 45 - мощность в кВт; 117 - наружный диаметр, в мм.

Для двухсекционных двигателей после буквы «У» добавляется буква «С»

Условное обозначение гидрозащиты: Протектор 1Г-51, компенсатор ГД-51, где

Г – гидрозащита; Д – диафрагменная.

Обозначение УЭЦН «REDA»

Условное обозначение насоса (обычного исполнения) DN-440 (268 ступеней).

Серия 387, где DN- рабочие органы из NI-RESIST (сплав железа с никелем); 440 - подача в баррелях/сутки; 268 - количество рабочих ступеней; 387 - наружный диаметр корпуса в дюймах.

Для насосов износостойкого исполнения после величины подачи ARZ (абразивностойкий цирконий).

Условное обозначение электродвигателя 42 Л.С. - мощность в лошадиных силах; 1129 - номинальное напряжение в вольтах; 23 - номинальный ток в амперах; серия 456 - наружний диаметр корпуса в дюймах.

Условное обозначение гидрозащиты: LSLSL и BSL. L – лабиринт; B – резервуар; P - параллельное соединение; S - последовательное соединение.

Причины отказов отечественных УЭЦН.

В НГДУ «Нижнесортымскнефть» больше половины (52%) эксплуатационного фонда и 54,7% дающего продукцию фонда скважин с УЭЦН приходится на Битемское месторождение.

По НГДУ, включая Камынское, Ульяновское, Битемское, Мурьяунское, Северо-Лабатьюганское и другие месторождения, за 2013 год произошло 989 отказов УЭЦН отечественного производства.

Наработка на отказ в процентном соотношении составляет:

от 30 до 180 суток - 331 отказ УЭЦН (91%)

свыше 180 суток - 20 отказов УЭЦН (5,5%)

свыше года - 12 отказов УЭЦН (3,5%).

Таблица 2. Причины отказов отечественных УЭЦН выраженные в процентном соотношении.

На Камынском, Ульяновском, Битемском, Мурьяунском, Северо-Лабатьюганском и других месторождениях погружные электроцентробежные насосы фирмы «REDA» начали внедрять в мае 1995 года. В настоящее время на 01.01.2013г фонд нефтяных скважин, оборудованных УЭЦН «REDA» по Камынскому, Ульяновскому, Битемскому, Мурьяунскому, Северо-Лабатьюганскому и других месторождениях составляет:

Эксплуатационный фонд - 735 скважин

Действующий фонд - 558 скважин

Фонд, дающий продукцию - 473 скважины

Простаивающий фонд - 2 скважины

Бездействующий фонд - 2 скважин

В процентном отношении это выглядит следующим образом:

неработающий фонд - 0,85%

простаивающий фонд - 0,85%

бездействующий фонд - 0,85%

Глубина спуска насосов составляет от 1700 до 2500 метров. ДН-1750 эксплуатируются с дебитами 155...250 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1700..2000 метров, ДН-1300 эксплуатируются с дебитами 127...220 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1750...2000 метров, ДН-1000 эксплуатируются с дебитами 77...150 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1800...2100 метров,

ДН-800 с дебитами 52...120 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1850...2110 метров, ДН-675 с дебитами 42...100 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1900...2150 метров, ДН-610 с дебитами 45...100 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1900...2100 метров, ДН-440 с дебитами 17...37 м 3 /сутки, с динамическими уровнями 1900...2200 метров.

Температура в зоне подвески УЭЦН 90...125 градусов Цельсия. Обводненность продукции скважин 0...70%.

Причины отказов УЭЦН «REDA».

Таблица 3. Причины отказов УЭЦН «REDA» выраженные в процентном соотношении.

Краткий анализ причин отказов УЭЦН «REDA».

Первое место по причинам повторных ремонтов УЭЦН «REDA» занимает заклинивание отложениями солей, что составляет 35% числа всех ремонтов. Большая чувствительность к забиванию солями установок обуславливается их конструктивными особенностями. Очевидно, рабочие колеса имеют меньший зазор и большую центробежную кривизну. Это, по-видимому, способствует и ускоряет процесс солеотложения.

Механические повреждение кабеля можно объяснить только браком работы бригад ПРС при спускоподъемных операциях. Все отказы по этой причине - преждевременные.

Негерметичность НКТ по причине некачественной поставки трубы заводом-изготовителем.

Снижение сопротивления изоляции кабеля - в сростке кабеля (прогар), там, где был использован не освинцованный кабель REDALENE.

Снижение притока объясняется понижением пластового давления.

На шестом месте стоят отказы по причине повышенного КВЧ, но это не говорит о том, что УЭЦН «REDA» не боятся механических примесей. Объясняется это тем, что такие установки ЭЦН эксплуатируются в скважинах с допустимой концентрацией механических примесей, другими словами, работают в «тепличных условиях», т.к. стоимость установок REDA очень высока (превышает отечественные установки более чем в 5 раз).

Снижение сопротивления изоляции двигателя - электрический пробой обмотки статора из-за перегрева двигателя или попадания в полость двигателя пластовой жидкости.

Остановки по геолого-техническим мероприятиям ГТМ (перевод в ППД, под ГРП и т. д.)

Высоконапорные установки, работавшие с низкими динамическими уровнями обозначили проблему выделения газа практически в условиях пласта, что отрицательно повлияло на работу УЭЦН (кстати, что подтверждает и эксплуатация высоконапорных отечественных УЭЦН), поэтому в дальнейшем от спуска высоконапорных УЭЦН на месторождениях НГДУ «НСН» отказываются. Ведутся работы в настоящее время по испытанию кожухов обратного потока. О результатах испытаний говорить еще рано. Технологические службы стали шире использовать применение штуцеров.

В заключении хочется отметить, что УЭЦН импортного производства намного более устойчивы для работы в осложненных условиях. Это четко выражено по результатам сравнения УЭЦН отечественного и импортного производства. Причем и те и другие имеют свои достоинства и недостатки.

Штанговые глубинонасосные установки. Схемы ШСНУ, новые привода плунжерных насосов. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и др. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи.

Одним из распространенных сегодня способов механизированной добычи нефти является штанговый насосный способ, в основе которого лежит использование скважинной штанговой насосной установки (УСШН) для подъема жидкости из нефтяных скважин.

УСШН (рис.13) состоит из станка-качалки, оборудования устья, колонны НКТ, подвешенных на планшайбе, колонны насосных штанг, штангового глубинного насоса (ШГН) вставного или невставного типа.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки. Вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в нем в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса, подвешенного на штангах. Это обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность.

Принцип работы

Обычные глубинные насосы по принципу действия относятся к плунжерным насосам простого действия. Ниже приводится схема процесса откачки глубинным насосом (рис. 14). Исходная ситуация: насос и насосно-компрессорная труба заполнены жидкостью. Плунжер находится в верхней мертвой точке О.Т.; плунжерный клапан закрыт. Нагрузку столба жидкости над насосом принимают на себя насосные штанги. При прекращении потока жидкости снизу, через всасывающий клапан, данный клапан закрывается под действием силы тяжести. Цилиндр полностью или частично заполнен жидкостью. При погружении плунжера в эту жидкость плунжерный клапан открывается и вся нагрузка жидкости падает на всасывающий клапан и, следовательно, на НКТ (рис.14а).

При дальнейшем ходе плунжера вниз (рис. 14б) верхняя штанга погружается в столб жидкости, вытесняя соответствующий ее объем, который подается в трубопровод. В случае применения плунжеров, диаметр которых равен диаметру верхней штанги или меньше его, подача жидкости в трубопровод производится только во время хода плунжера вниз, в то время как при ходе плунжера вверх вновь набирается столб жидкости. Как только плунжер начинает двигаться вверх, плунжерный клапан закрывается; нагрузка жидкости снова передается на насосные штанги. Если пластовое давление превышает давление в цилиндре, всасывающий клапан открывается в момент отхода плунжера от нижней мертвой точки U.T. (рис. 14в). Поступление жидкости из пласта в освобожденный от давления цилиндр продолжается, пока ход плунжера вверх не закончится в позиции О.Т. (рис.14г). Одновременно с поднятием столба жидкости над плунжером происходит всасывание равного количества жидкости. На практике, однако, рабочий цикл насоса обычно сложнее, чем указано на этой упрощенной схеме. Работа насоса зависит в значительной мере от размера вредного пространства, отношения «газ – жидкость» и от вязкости откачиваемой среды.

Кроме того, вибрации колонны насосно-компрессорных труб и насосных штанг, возникающие в результате непрерывной перемены нагрузки столба жидкости, и вибрации клапанов также влияют на цикл откачки.

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.

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.

Напорная характеристика ЭЦН, как видно на при­веденных выше рисунках, может быть как с западающей левой ветвью характеристики (малодебитные насосы), моно­тонно падающей (в основном для среднедебитных устано­вок), так и с переменным знаком производной. Такой характери­стикой в основном обладают высоко дебитные насосы.

Мощностные характеристики практически всех ЭЦН имеют минимум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой задвижки»), что обуславливает применение обратного клапана в колонне НКТ над насосом.

Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирмами-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью характеристик, определяемой общими методиками насосостроения. В последнем случае границами рабочей части характеристики являются величины подач в (0,7-0,75)Q o и (1,25-1,3Q 0 , где Q 0 -- подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е. при максимальном значении КПД. Погружные электродвигатели

Погружной электрический двигатель (ПЭД) - двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора, отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Верхний конец вала электродвигателя подвешен на пяте скольжения. Ротор двигателя секционный; секции собраны на валу двигателя, изготовлены из пластин трансформаторного же­леза и имеют пазы, в которые вставлены алюминиевые стержни, закороченные с обеих сторон секции токопроводящими коль­цами. Между секциями вал опирается на подшипники. По всей длине вал электродвигателя имеет отверстие для циркуляции масла внутри двигателя, осуществляемой также через паз ста­тора. В нижней части двигателя имеется масляный фильтр.

Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Ско­рость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока; при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указани­ем мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), на­пример, ПЭД 65-117-погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного цен­тробежного насоса и может достигать сотен кВт.

Современные погружные электродвигатели комплектуются системами датчиков давления, температуры и других параме­тров, фиксируемых на глубине спуска агрегата, с передачей сигналов по электрическому кабелю на поверхность (станцию управления).

Двигатели мощностью более 180 кВт диаметром 123 мм, более 90 кВт диаметром 117 мм, 63 кВт диаметром 103 мм и мощностью 45 кВт диаметром 96 мм - секционные.

Секционные двигатели состоят из верхней и нижней 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, вну­треннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.

Для увеличения подачи и напора рабочей ступени цен­тробежного насоса применяют регуляторы частоты враще­ния. Регуляторы частоты вращения позволяют перекачивать среду в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при постоянной скорости, а также осуществлять плавный контролируемый пуск погружного асинхронного двигателя с ограничением пусковых токов на заданном уровне. Это по­вышает надежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку двигателя при запуске установок, а также улучшает условия работы пласта при пуске скважины. Оборудование позволяет также в комплекте с установленной в УЭЦН системой телеметрии поддерживать заданный дина­мический уровень в скважине.

Одним из методов регулирования частоты вращения ротора УЭЦН является регулирование частоты питающего погружной двигатель электротока.

Оборудованием для обеспечения этого метода регулирова­ния оснащены станции управления российского производства СУРС-1 и ИРБИ 840.

Гидрозащита

Для увеличения работоспособности погружного электро­двигателя большое значение имеет надежная работа его гидро­защиты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема масла в двигателе при его нагреве и охлаж­дении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоля­цию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя.

В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г.

Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора и компенсатора.

Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эла­стичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Та­ким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора

имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема мас­ла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и рас­положенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя-со скважиной. При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло пере­текает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину.

Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и ги­дравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации.

Обратный и спускной клапаны

Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Остановки погруж­ного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической

эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погруж­ного электродвигателя) в обратном направлении. Если в этот период возобновляется подача электроэнергии, ПЭД начинает вращаться в прямом направлении, преодолевая огромную силу. Пусковой ток ПЭД в этот момент может превысить допустимые пределы, и, если не сработает защита, электродвигатель выходит из строя. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Допускается устанавливать кла­паны выше насоса в зависимости от значения газосодержания у сетки входного модуля насоса.

При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать до­пустимый.

Обратные клапана насосов 5 и 5А рассчитаны на любую подачу, группы 6 - на подачу до 800 м 3 /сут включительно. Конструктивно они одинаковы и имеют резьбу муфты и насосно-компрессорной гладкой трубы диаметром 73 мм. Об­ратный клапан для насосов группы 6, рассчитанный на подачу свыше 800 м 3 /сут, имеет резьбу муфты и НКТ гладкой трубы диаметром 89 мм.

Спускные клапана имеют такие же исполнения по резьбам, как и обратные. В принципе спускной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка (штуцер), запаянная с внутреннего конца. От­верстие в этом клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. Стержень, ударяясь о штуцер, отламы­вает его в месте надреза и открывает отверстие в клапане. В результате жидкость перетекает в эксплуатационную колонну. Применение такого спускного клапана не рекомендуется, если в установке используют скребок для очистки труб от парафина. При обрыве проволоки, на которой спускается скребок, он па­дает и ломает штуцер, происходит самопроизвольный перепуск жидкости в скважину, что приводит к необходимости подъема агрегата. Поэтому применяют спускные клапаны и других типов, приводимые в действие за счет повышения давления в трубах, без спуска металлического стержня.

Трансформаторы

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470-2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км).

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток вы­сокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, пере­ключателя. Трасформаторы выполняются с естественным мас­ляным охлаждением. Они предназначены для установки на от­крытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений, обеспечивающих подачу оптималь­ного напряжения на электродвигатель. Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ.

Станция управления

Станция управления предназначена для управления рабо­той и защиты У ЭЦН и может работать в ручном и автоматиче­ском режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается.

Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто разме­щается в специальной будке.

Кабельные линии

Кабельные линии предназначены для подачи электроэнер­гии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю.

К ним предъявляются достаточно жесткие требования - малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обе­спечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.

Кабельная линия на основной длине чаще всего имеет се­чение круглое или близкое к треугольному.

Для сокращения диаметра погружного агрегата (кабель+центробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение.

Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая на­кладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняю­щей подложкой под броню и металлической броней. Металличе­ская лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь - при спуске и подъеме оборудования.

В прошлом бронированный кабель выпускался с резиновой изоляцией и защитным резиновым шлангом. Однако в скважине резина насыщалась газом и при подъеме кабеля на поверхность газ разрывал резину и броню кабеля. Применение пластмас­совой изоляции кабеля позволило существенно снизить этот недостаток.

У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соеди­нение с обмоткой статора двигателя.

Верхний конец кабельной линии проходит через специаль­ное устройство в оборудовании устья скважины, которым обе­спечивается герметичность затрубного пространства, и соединя­ется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства. Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.

Кабельная линия в состоянии транспортирования и хра­нения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, про­филактических и ремонтных работах с кабельной линией.

Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температу­ры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температуры используется расчетная величина снижения этой температуры за счет температурного градиента, а также повышение темпера­туры окружающей среды и самого скважинного агрегата за счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного насоса. Повышение температуры может быть довольно значительным и составлять 20-30 °С. Другим критерием выбора конструкции кабеля является температура окружающего воздуха, которая влияет на работоспособность и долговечность изоляционных материалов кабельных линий.

Важными факторами влияющими на выбор конструкции кабеля являются свойства пластового флюида - коррозионная активность, обводненность, газовый фактор.

Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне. НКТ. При этом необходимо применять фикси­рующие приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны, т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фик­сации кабеля необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к трубам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за тем, чтобы кабель не был перекручен.

Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы.

Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты

Эксплуатация установок УЭЦН в наклонно -и криволиней­ных скважинах потребовала создания приспособлений для кре­пления кабелей и защиты их от механических повреждений.

Российским предприятием ЗАО "Ижспецтехнология" (г. Ижевск) разработаны и производятся защитные устройства (ЗУ), состоящие из корпуса и механических замков (рис. 6.9).

Данное устройство устанавливается на муфте НКТ и об­ладает следующими техническими особенностями:

Обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и радиальную) на НКТ;

Надежно удерживает и защищает кабель, в том числе в аварийных ситуациях;

Не имеет сборно-разборных элементов (винтов, гаек, шплинтов и др.), что исключает их попадание в скважину при монтаже и спуско-подъмных операциях;

Предполагает многократное использование;

Монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инструмента.

Среди ведущих фирм мира наибольший опыт в разработке, производстве и эксплуатации защитных устройств для кабелей имеет фирма Lasalle (Шотландия) (рис. 6.10).

Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают следующие характеристики:

♦ скорость и простота монтажа;

♦ пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважинной среде;

♦ отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в скважину;

♦ возможность многократного использования.

Фирма Lasalle предлагает протекторы для защиты основно­го кабеля (плоского и круглого) и кабеля-удлинителя на участ­ках колонны НКТ, погружного агрегата установки, обратного и спускного клапанов.

Погружной асинхронный электродвигатель служит для привода электроцентробежного насоса, электродвигатель крутит вал насоса, на котором расположены ступени.

Принцип действия насоса можно представить следующим образом: жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования кинетической энергии в энергию давления жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Центробежные насосы рассчитаны на большую скорость вращения вала.

Запуск насоса обычно производят при закрытой задвижке на нагнетательном патрубке (при этом насос потребляет наименьшую мощность). После запуска насоса задвижку открывают.

При конструировании погружных насосов для добычи нефти к их ступеням предъявляются особые требования: несмотря на ограниченные размеры, они должны развивать высокие напоры, отличаться простотой сборки, обладать высокой надежностью.

В многоступенчатых погружных насосах принята конструкция ступени с “плавающим”, свободно перемещающимся вдоль вала, рабочим колесом, закрепленным лишь при помощи шпонки для восприятия крутящего момента. Осевое усилие, возникающее в каждом рабочем колесе, передается соответствующему направляющему аппарату и воспринимается далее корпусом насоса. Такая конструкция ступени позволяет собрать на очень тонком валу (17 - 22 мм.) большое количество рабочих колес.

Для уменьшения силы трения направляющий аппарат снабжен кольцевым буртиком необходимой высоты и ширины, а рабочее колесо - опорной шайбой (обычно из текстолита). Последняя, являясь еще и своего рода уплотнением, способствует уменьшению перетока жидкости в ступени. Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, во время запуска при открытой задвижке, при Нст близком к нулю) осевые силы могут быть направлены вверх и колеса могут всплывать, для уменьшения силы трения между верхним диском рабочего колеса и направляющим аппаратом также применяют промежуточную шайбу из текстолита, но меньшей толщины.

В зависимости от условий работы для изготовления ступеней применяют различные материалы. Обычно рабочие колеса и направляющие аппараты погружных электронасосов изготовляют путем отливки из специального легированного чугуна с последующей механической обработкой. Состояние поверхностей и геометрия проточных каналов рабочего колеса и направляющего аппарата существенно влияют на характеристику ступени. С увеличением шероховатости значительно снижается напор и КПД ступени, поэтому при отливке рабочих органов ЭЦН необходимо добиваться необходимого качества поверхностей проточных каналов.