Библиотека строителя. Статьи строительной тематики

Основные узлы установки и их назначение уэцн. Обозначение уэцн отечественного производства

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.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование.

В подземное оборудование входят: - сборка электроцентробежного агрегата; - колонна насосных труб и кабель.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора.

Рис. 1. 1 – двигатель; 2 – кабель; 3 – гидрозащита; 4 – насос ЭЦН 5,6 – обратный и сливной клапаны; 7 – устьевое оборудование; 8 – автотрансформатор; 9 – станция управления; 10 – НКТ; 11 – модуль всасывающий.

Принцип работы : Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора, который защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).

Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД. 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 насосным трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней.

28. Другие виды бесштанговых насосов

Винтовой насос – погружной насос с приводом от электродвигателя; жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью.

Гидропоршневой насос – это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.

Диафрагменный насос - насос объёмного типа, в котором изменение объёма насосной камеры происходит за счёт деформации одной из её стенок, выполненной в виде эластичной пластины - диафрагмы. В связи с тем, что подвижные детали приводного механизма Д. н. не имеют контакта с перекачиваемой средой, Д. н. применяется также для откачки жидкостей, загрязнённых абразивными механич. примесями. Диафрагмы выполняются из резины (включая армированную) и др. эластичных материалов, а также из нержавеющих сплавов. Имеют форму (в основном) гофрированной пластины или сильфона.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей

нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества

различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы

установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

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.

Причина отказа Количество отказов Процентное отношение
нарушение СПО негерметичность НКТ недоспуск УЭЦН недостаточный приток некачественный ремонт ГЗ некачественный ремонт ПЭД некачественный вывод на режим некачественная комплектация УЭЦН некачественный монтаж УЭЦН некачественная подготовка скважин некачественная эксплуатация скважин необоснованный подъём нестабильное электроснабжение брак при изготовлении кабельной муфты большой газовый фактор некачественный ремонт ГЗ конструктивный недостаток ЭЦН механические повреждения кабеля механические примеси некачественный раствор глушения некачественная эксплуатация в периодическом режиме отложение солей повышенное содержание КВЧ снижение изоляции кабеля превышение кривизны некачественный ремонт ГЗ снижение изоляции ПЭД 0.64 3.8 2.3 5.7 2.8 0.31 7.32 0.64 0.31 0.95 2.54 0.64 0.64 2.8 1.2 0.64 2.22 1.91 8.7 0.64 6.59 9.55 7.32 23.3 0.95 2.3

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.

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


1 – вал; 2 – ступень насоса; 3 – ступица подшипника;

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.

Понравилась статья? Поделитесь с друзьями!
Была ли эта статья полезной?
Да
Нет
Спасибо, за Ваш отзыв!
Что-то пошло не так и Ваш голос не был учтен.
Спасибо. Ваше сообщение отправлено
Нашли в тексте ошибку?
Выделите её, нажмите Ctrl + Enter и мы всё исправим!