Типа. Оборудование УЭЦН состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне НКТ, и наземной части соединенные между собой погружным силовым кабелем.
Энциклопедичный YouTube
1 / 5
✪ Установка ЭЦН (схема УЭЦН) часть 1
✪ Пуск установки ЭЦН. Вывод на режим. Часть 2
✪ УЭЦН. Запуск, вывод на режим
✪ Работа станции управления УЭЦН
✪ Последовательность действий при запуске и выводе на режим скважины, оборудованной УЭЦН
Субтитры
Погружное оборудование УЭЦН
Погружная часть оборудования УЭЦН представляет собой насосный агрегат вертикально спущенный в скважину на колонне НКТ состоящий из ПЭД (погружного электродвигателя), узла гидрозащиты, модуля приема жидкости, самого ЭЦН , обратного клапана, спускного (дренажного) клапана. Корпуса всех узлов погружной части УЭЦН представляют собой трубы имеющие фланцевые соединения для сочленения друг с другом, за исключением обратного и спускного клапанов, которые прикручиваются к НКТ резьбой. длина погружной части в собранном виде может достигать более 50 метров. Частью погружного оборудования так же является погружной кабель (КПБП) представляющий собой плоский бронированный трёхжильный кабель, длина его на прямую зависит от глубины спуска погружной части УЭЦН.
ЭЦН
Электроцентробежный насос для добычи нефти представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию. Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников.
Основные производители ЭЦН
Отечественные производители
Зарубежные производители
В настоящее время самыми крупными производителями УЭЦН за рубежом являются:
- REDA - США
- Centrilift - США
- ESP - США
В последние годы большую активность проявляют также изготовители УЭЦН из Китайской Народной Республики
Структура условного обозначения ЭЦН
На сегодняшний день с освоением новых месторождений нефти с осложненными условиями её добычи и применением технологий, повышающих нефтеотдачу пластов на уже эксплуатируемых месторождениях, приводит к уменьшению межремонтного периода эксплуатации традиционного нефтедобывающего оборудования, в том числе и ЭЦН . Этот факт требует от производителей увеличения модельного ряда, выпускаемого ими оборудования, которое может соответствовать условиям конкретных скважин. В связи с чем, выпускаются новые модели ЭЦН, имеющие конструктивные особенности рабочих органов, технологию их плавки и материал, из которого их изготавливают, расположение осевых и радиальных опор и многое другое. Все эти особенности отражены в условных обозначениях модели насоса, которые каждый производитель формирует согласно своим техническим условиям , но все отечественные производители используют общую форму для обозначения в названии модели типоразмера оборудования.
Пример условного обозначения:
ЭЦН 5-125-2150
- Электроцентробежный насос
- Габарит ЭЦН (условно указывает на минимальный внутренний диаметр обсадной колонны в дюймах)
- Производительность - м³/сут. (при работе установки на частоте переменного тока 50 Гц, частота вращения 2910 оборотов в минуту с учетом скольжения)
- Напор - м (сумма напоров всех ступеней во всех секциях установки при работе на частоте переменного тока 50 Гц округляется до 50 метров)
Некоторые производители используют следующее обозначение ЭЦН-5А-45-1800(3026), где в скобках указывают частоту оборотов при которой должен эксплуатироваться ЭЦН для достижения заданной производительности и напора.
Производители УЭЦН в США используют другую структуру обозначения своей продукции, например:
TD-650(242st) или DN-460(366st)
- Буква D указывает на серию которая определяет габарит корпуса насоса.
- Следующее число указывает производительность ЭЦН измеряющуюся в барр. /сут. при частоте переменного тока 60 Гц
- В скобках указывается количество рабочих ступений в насосе
ПЭД
В большинстве случаев это двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный ,трёхфазный , двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции. ПЭД являются приводом ЭЦН, преобразующим электрическую энергию, которая подается по кабелю сверху в зону подвески установки, в механическую энергию вращения насосов.
Гидрозащита
Гидрозащита это устройство служащее для защиты от попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя, компенсации температурного расширения объема масла, передачи вращающего момента валу центробежного насоса. Нижний конец вала соединяется с валом (ротором) электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Гидрозащита выполняет следующие функции:
- уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине;
- компенсирует тепловое изменение объема масла во внутренней полости двигателя (излишки масла через клапаны выбрасываются в затрубное пространство скважины);
- защищает внутреннюю полость двигателя от попадания пластовой жидкости и утечки масла (роль сальника)
- передает вращающий момент валу центробежного насоса.
Модуль приема жидкости
Пластовая жидкость поступает к рабочим ступеням ЭЦН через приемные отверстия в нижней части насосного агрегата, для этого в некоторых установках в нижней части нижней секции ЭЦН имеются отверстия, но в большинстве случаев все установки ЭЦН комплектуются отдельным узлом приема жидкости, который называется приемный или входной модуль. Вал приемного модуля, с помощью шлицевых муфт, снизу соединяется с валом гидрозащиты, а вверху с валом нижней секции ЭЦН, таким образом во время работы УЭЦН вращение ротора-вала двигателя и гидрозащиты передается через этот узел насосным секциям. Кроме приема пластовой жидкости и передачи вращения этот узел, в зависимости от конструкции, может производить фильтрацию пластовой жидкости от механической примеси, выполнять роль газостабилизирующего узла. В соответствии с вышеуказанными функциями можно выделить следующие группы узлов приема жидкости:
Приемный модуль
Самый простой узел из ниже перечисленных, его основные задачи - прием пластовой жидкости в полость насоса и передача вращающего момента от ПЭД к ЭЦН . Состоит из основания (1) с отверстиями для прохода пластовой жидкости и вала (2), отверстия закрыты приемной сеткой (3), препятствующей их засорению. Как правило длина приемного модуля не превышает 500 мм, а диаметр корпуса соответствует диаметру корпуса секций насоса и так же как и ЭЦН классифицируется по габариту . При монтаже УЭЦН в скважину приемный модуль устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН или газостабилизирующим узлом если тот выполнен без приемных отверстий, для этого в нижней части основания имеется фланец со сквозными отверстиями для соединения с корпусом протектора, а в верхнем торце глухие отверстия с резьбой в которые закручены шпильки для соединения с фланцем узла монтируемого после приемного модуля.
Погружной фильтр
Устройство снижающее влияние механических примесей на работу ЭЦН. Может быть представлена в качестве модуля устанавливаемого между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН где вся фильтрующая поверхность устройства является областью приёма пластовой жидкости, в этом случае погружной фильтр имеет в своей конструкции вал передающий вращение ротора двигателя секциям насоса и кроме фильтрации пластовой жидкости выполняет теже функции что и приёмный модуль. Погружной фильтр также может быть модулем подвешиваемым ниже всей установки. В этом случае фильтр не является модулем приёма жидкости а является дополнительным подвесным оборудованием.
Газосепаратор
Устройство работающее на приёме насоса, снижающее негативное влияние газового фактора путём отделения газовой фазы из добываемой пластовой жидкости. Пластовая жидкость через приёмные отверстия попадает на вращающийся шнек ускоряющий её движение, затем проходит через рабочее колесо, "взбалтывающее" жидкость для дегазации, в сепарационный барабан в котором под действием центробежных сил более тяжелые фазы (жидкость и механические примеси) выбрасываются на периферию где через специальный канал перемещаются на ступени насоса, а более легкая газовая фаза консолидируется по центру барабана и по специальному каналу выводится наружу в затрубное пространство скважины. Газосепаратор в УЭЦН устанавливается место входного модуля и состоит из:
- корпуса (труба того же диаметра что и корпус ЭЦН длиной 0,5-1 м);
- вала (получающего вращение ротора двигателя и передающего вращение на валы ЭЦН),
- нижнего основания с фланцем для соединения с головкой протектора гидрозащиты, подшипником трения и приёмными отверстиями,
- верхнего основания с подшипником трения и выводными отверстиями,
- шнека,
- рабочего колеса,
- сепаратора.
Газосепаратор позволяет стабильно работать насосу при содержании газа в добываемой смеси на приёме до 55%.
Газодиспергатор
Так же как и газосепаратор является устройством снижающим вредное влияние газового фактора на работу ЭЦН, но в отличии от газосепаратора в нем происходит не разделение на жидкую и газовую фазу, а наоборот перемешивание выделившегося газа из жидкости в однородную эмульсию при этом газ не выводится в затрубное пространство.
Внешне эти узлы похожи за исключением отсутствия отверстий для вывода газа у газодиспергатора, а внутри у него вместо сепаратора набор рабочих органов взбивающих добывающую смесь.
Цель лекции: Изучение оборудования погружных центробежных скважинных электронасосов
Ключевые слова: электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос.
Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м 3 /сут и высотой подъема 500 ¸ 2000 м. 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 (рисунок 24) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемой 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 + 90 ˚С (специального теплостойкого исполнения до + 140 ˚С).
Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м 3 /сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст.
Рисунок 24 - Установка погружного центробежного насоса
1 - оборудование устья скважин; 2 - пункт подключательный выносной; 3 - трансформаторная комплексная подстанция; 4 - клапан спускной; 5 - клапан обратный; 6 - модуль-головка; 7 - кабель; 8 - модуль-секция; 9 - модуль насосный газосепараторный; 10 - модуль исходный; 11 - протектор; 12 - электродвигатель; 13 - система термоманометрическая.
На рисунке 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 рисунке 24 - схема НПО «Борец», г. Москв
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.
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.
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.
Назначение и технические данные УЭЦН.
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. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.
Условное обозначение установок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача м\сут, 1200, 1100 – напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении 1.
Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (см. рисунок 1.2.)
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.
Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.
Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.
Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.
Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.
В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.
Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.
Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода. (см. рисунок 1.3.)
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.
Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.
Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.
При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69.
Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:
Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения;
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости.
Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в приложении 2.
Технические характеристика ПЭД
Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы – его герметичность (см. рисунок 1.3).
ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция имеет такие же основные узлы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении 3.
Основные технические данные кабеля
Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.
В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:
Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного кабеля.
Кабель марки КПБП (плоский)
Муфта кабельного ввода круглая или плоская.
Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони.
Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.
Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.
Кабель марки КПБК имеет:
Рабочее напряжение В – 3300
Кабель марки КПБП имеет:
Рабочее напряжение, В - 2500
Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т – 180
Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С – пластовой жидкости.
Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.
1.2.Краткий обзор отечественных схем и установок.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и механической примеси.
Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели:
· пластовая дикость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;
· максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм\с;
· водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;
· максимальное содержание полученной воды 99%;
· свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями – сепараторами до 55%;
· максимальная температура добываемой продукции до 90С.
В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами обсадных колонн 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.
Установка УЭЦ состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования – трансформаторной комилентной подстанции. Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.
Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
1.2.2. Погружной центробежный насос.
Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол.
Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля – секции. Модуль – головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.
В верхней части насоса имеется ловильная головка.
Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):
Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.
Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.
Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.
1.2.3. Погружные электродвигатели
Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.
Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:
· мехпримесей не более 0.5 г/л;
· свободного газа не более 50%;
· сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л;
Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа. Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.
Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.
1.2.4. Гидрозащита электродвигателя.
Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.
Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.
24. Условие фонтанирования скважин, определение энергии и удельного расхода газа при работе газожидкостного подъёмника.
Условия фонтанирования скважин .
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.
Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:
Рс = Рг+Ртр+ Ру; где
Рс - давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
· Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование.
· Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.
