Установки погружных центробежных насосов (уэцн). Состав оборудования уэцн Эцн нефтяных скважин

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

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

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

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

Рис. 6.1. Принципиальная схема УЭЦН:

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

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

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

6.3. Основные узлы установки ЭЦН, их назна­чение и характеристика

Скважинные центробежные насосы

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

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

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

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

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

Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

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

Модульные ЭЦН

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

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

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

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

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

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

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

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК рисунок (2.1) состоят из

§ погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,

§ наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение, промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Рис. 2.1. Установка погружного центробежного электронасоса .

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от 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.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

§ газосепараторы с противотоком;

§ центробежные или роторные газосепараторы.

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионно-стойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Термоманометрическая система ТМС-З предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-З состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

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

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

§ открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и

§ закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают

§ обычного и

§ коррозионно-стойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой, в корозионно-стойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см 3 , обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ ШГС 5805

Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателями серии ПЭД

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и сращенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

К наземному оборудованию относится станция управления, автотрансформатор, барабан с электрокабелем и устьевая арматура.

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 7

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 26. Газосепаратор:

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

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

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

Рис. 27. Электродвигатель серии ПЭДУ:

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

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

Рис. 28. Гидрозащита:

а – открытого типа; б – закрытого типа

А – верхняя камера; Б – нижняя камера;

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

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

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

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

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

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

Масса общая 10,2 кг (см. рис. 24).

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

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

Рис. 29. Кабели:

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

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

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

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

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

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

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

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

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

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

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м 3 /сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов). Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам. Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q № до 150 м 3 /сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м 3 , - сут. 89 мм при Q e > > 300 м 3 /сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов. Желательно подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД минимальной потребной мощности. Установки ЭЦН могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г./л H, S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г./л H: S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г./л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г./л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г. л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом.

В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура. АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ. Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Критерий применимости УЭЦН:

• 1 Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900 м
• 2 Содержание сероводорода в добываемой продукции - до 0,01
• 3 Минимальное содержание попутной воды до 99%
• 4 Содержание механических примесей до 0,5
• 5 Содержание свободного газа не более 25%

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100.

У - установка; 2 (1) - номер модификации;

Э - с приводом от погружного электродвигателя;

Ц - центробежный;

Н - насос;

И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости);

• 6 (5; 5А) - группа установки;
• 350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м 3 /сут;
• 1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов. К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). 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 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.