Для чего предназначен сливной клапан в конструкции нкт при эксплуатации скважин с уэцн

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

В системе нефтедобычи при механизированной эксплуатации скважин наряду с насосной штанговой и газлифтной эксплуатацией широкое применение находят погружные бес штанговые насосы. К их числу относят погружные центробежные и винтовые электронасосы, электродиафрагменные и гидропоршневые насосы.

Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦНМ широко применяют для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводнённых, глубоких и наклонных. Добычные возможности этих установок значительно выше, чем штанговых, так как отсутствует колонна штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать погружному насосу значительно большие мощности.

УЭЦН состоит из погружного электронасосного агрегата, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос, кабельной линии, спускаемой в скважину на подъёмных насосно-компрессорных трубах, оборудования устья типа АУЭ или крановой фонтанной арматуры АФК1Э-65Х14 ,наземного электрооборудования- трансформаторной комплектной подстанции КТППН.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подаёт её на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Кабель в сборе, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами, входящими в состав 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. Кабель в сборе с двигателем соединяется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Комплектная трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учётом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и её защиту при аномальных режимах. Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН. Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъёме насосного агрегата.

Важнейшим фактором для оптимальной работы УЭЦН является правильный подбор УЭЦН к скважине. При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной характеристикой насоса - зависимостями напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия от подачи насоса. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа. Расчёт подбора базируется на следующей информации по скважине: о фактическом коэффициенте продуктивности скважины( по данным гидродинамических исследований), инклиномограммы обсаженного ствола скважины, газовом факторе, давлениях- пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. Результатами расчёта подбора являются: максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска, расчётный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН, а также особые условия эксплуатации- температура жидкости в зоне подвески, расчётное процентное содержание свободного газа на приёме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.

Максимальная концентрация сероводорода составляет:

для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01г/л)

для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125%

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы

погружного агрегата не более 90гр С.

Максимальное содержание попутной воды - 99%.

Максимальное объёмное содержание свободного газа у

основания двигателя - 25%, для установок с модулями

насосными- газосепараторами- 55%.

С целью увеличения дебита и высоты подъёма, уменьшения металлоёмкости УЭЦН были разработаны беструбные конструкции с применением грузонесущего кабель-каната. В этом случае УЭЦН спускается в скважину на кабель-канате и сажается в седло шлипсового пакера. Жидкость подаётся по обсадной колонне на поверхность.

Газосепаратор, диспергатор, газосепаратор-диспергатор, применение с УЭЦН

Газосепаратор незаменим при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа. Устанавливается на входе насоса вместо входного модуля, либо после входного модуля при исполнении газосепаратора без приемной сетки.

Принцип действия газосепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа.

Газ удаляется в затрубное пространство, при этом исключается образование газовых пробок в насосе, благодаря чему обеспечивается стабильная работа УЭЦН и повышается наработка на отказ.

Газосепаратор ГСАН54М1

Диспергатор предназначен для измельчения газовых включений в пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной смеси и подачи ее на вход погружного центробежного насоса.

При прохождении потока газожидкостной смеси через диспергатор повышается ее однородность и степень измельченности газовых включений, благодаря чему улучшается работа центробежного насоса: уменьшается ее вибрация и пульсация потоков в насосно-компрессорных трубах, обеспечивается работа с заданным КПД.



Диспергатор ДА5

Газосепараторы-диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепаратора или диспергатора в скважинах с особо высоким газовым фактором, где применение ни газосепаратора, ни диспергатора не обеспечивает стабильной работы погружного центробежного насоса.

Условия применения

Газосепараторы, диспергаторы, газосепараторы-диспергаторы рассчитаны на применение в пластовой жидкости со следующими параметрами.
  • Максимальное содержание свободного газа на входе, %:
    • газосепараторов – 55
    • диспергаторов – 30-40
    • газосепараторов-диспергаторов – 65

    Примечание: * по специальным требованиям потребителей до 150°С

    Особенности конструкции

    В конструкции изделий пары трения радиальных подшипников выполнены из твердого сплава. Осевая опора изготовлена из керамики. Концевые детали и защитные гильзы корпусов для повышения сопротивляемости гидроабразивному износу изготовлены из коррозионностойкой стали. Детали проточной части изделий изготовлены из коррозионностойкой стали и чугуна типа «нирезист» повышенной коррозионной и износостойкости с твердостью до 190-240 HB.

    Оборудование устья скважин, оборудованных УЭЦН

    В последние годы проведены работы по усовершенствова­нию оборудования устья скважины, оборудования для спускоподъемных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН.

    Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу про­дукции, регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций.

    Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН обо­рудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специ­альной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

    Так ТатНИИнефтемаш разработал оборудование устья типа ОУЭН (рис. 6.11).


    Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъ­емный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Об­ратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на ко­торое рассчитан устьевой сальник - 4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов - 65 мм.

    Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб).

    Уплотнение российских кабелей производится по изоля­ции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм - по оболочкам жил или по общим шланговым оболоч­кам (в зависимости от конструкции кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.

    Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно экс­плуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и пи­тающего наземного кабеля.

    Пункты подключения кабельных линий (так называемые "клеммные коробки") устанавливаются между устьем скважи­ны и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом, чтобы соединить наземный питающий кабель с основным кабелем.

    УЭВН

    Винтовой насос представлен на рис. 6.19 и состоит из ро­тора (рис. 6.19, а) в виде простой спирали (винта) с шагом lр и статора (рис. 6.19, б) в виде двойной спирали с шагом lс, в два раза превышающим шаг ротора, т.е.

    На рис. 6.19 в схематично показана часть винтового насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора D длина шага статора lс и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разде­лены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к про­талкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

    Ротор представляет собой однозаходный винт с плавной нарезкой и изготавливается из высокопрочной стали с хро­мированным или иным покрытием против истирания. Статор представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим, чем шаг винта ротора, изготавливается из резины или пластического материала и устанавливается в корпусе насоса.


    К материалу для статора предъявляются достаточно жест­кие требования.

    В любом поперечном сечении статора лежит круг, а центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения ротора. В любом поперечном сечении ротора круговое сечение смещено от оси вращения на расстояние «е», называемое эксцентриситетом.

    Поперечные сечения внутренней полости статора вдоль оси одинаковы, но повернуты относительно друг друга; через расстояние, равное шагу статора /с, эти сечения совпадают. Сечение внутренней полости статора представляет собой две полуокружности с радиусом, равным радиусу сечения ротора, центры которых (полуокружностей) раздвинуты на расстояние 4е. При вращении ротора он вращается вокруг собственной оси; одновременно сама ось ротора совершает вращательное движение по окружности диаметром 2е (рис. 6.20).





    Спиральный гребень ротора по всей его длине находится в непрерывном контакте со статором; при этом между ротором и статором образуется полость, площадь сечения которой равна произведению диаметра ротора D на расстояние 4е, а осевая длина этой полости равна шагу статора /,. Эта полость запол­нена откачиваемой продукцией скважины, и при повороте ротора на один оборот продукция перемещается вдоль его оси на расстояние /с.

    Таким образом, фактическая суточная подача винтового насоса Q (м 3 /сут) такова:


    Главным конструктивным недостатком одновинтового погружного насоса является возникновение осевой силы за счет перепада давлений на выкиде и приеме, действующей на ротор.

    На нефтяных промыслах применяется винтовой насос, состоящий из двух роторов, нагнетающих жидкость навстречу друг другу и имеющих раздельные приемы и общий выкид. Роторы соединены между собой и с погружным электродвига­телем валом с эксцентриковыми муфтами; роторы вращаются в одном направлении, но один из них имеет правое направление спирали, а другой — левое. При этом верхний ротор подает жидкость сверху вниз, а нижний — снизу вверх. Такая схема уравновешивает осевую нагрузку, действующую на роторы. Эксцентриковые муфты позволяют роторам вращаться не только вокруг своей оси, но и по окружности диаметром Те. Эксцентриковые муфты работают в откачиваемой жидкости.

    Для привода винтовых насосов применяют погружной электрический двигатель — ПЭД. В комплект установки входит автотрансформатор, станция управления со всеми системами автоматики и защиты, устьевая арматура, электрический кабель и погружной агрегат с протектором. Как правило, ПЭД четырехполюсный, маслозаполненный, с гидрозащитой.

    Частота вращения вала двигателя примерно 1400 об/мин, поэтому в шифре погружных винтовых установок имеется буква «Т», что означает тихоходный. Снижение частоты вращения вала электродвигателя диктуется принципом действия насо­са, у которого с увеличением частоты вращения ухудшаются эксплуатационные характеристики из-за увеличения износа, нагрева и снижения КПД.

    Установка спускается в скважину на колонне НКТ. Погруж­ной насос имеет двухсторонний прием продукции и общий вы­кид в пространство между нижним и верхним роторами. Далее продукция движется по кольцевому зазору между корпусом статора верхнего насоса и корпусом насоса, проходит через специальные наклонные каналы и попадает в головную часть по­гружного насоса. В головной части имеется многофункциональ­ный предохранительный клапан поршеньково-золотникового типа. Продукция обходит этот клапан по специальным каналам, проходит через шламовую трубу и попадает в колонну НКТ.

    В погружных винтовых насосах поршеньково-золотниковый клапан является одним из ответственных элементов и выпол­няет следующие функции:

    — при спуске погружного агрегата в скважину сообщает затрубное пространство с колонной НКТ (переток жидкости из затрубного пространства в колонну НКТ через насос не­возможен);

    — при подъеме погружного агрегата из скважины сообщает полость НКТ с затрубным пространством с возможностью слива жидкости из НКТ;

    — при откачке жидкости с большим содержанием свободно­го газа или при недостаточном притоке из пласта сбрасывает часть продукции с выкида в затрубное пространство; при нормальной подаче сброс жидкости прекращается;

    — при непредвиденном повышении давления на выкиде насоса, например, за счет закрытия задвижки на устье, клапан срабатывает и сбрасывает жидкость в затрубное пространство (винтовой насос является объемным насосом, поэтому не может работать в режиме закрытой задвижки на нагнетатель­ной линии);

    — исключает работу насоса в режиме сухого трения ротора в статоре, предотвращая поломку насоса;

    — предотвращает снижение динамического уровня до прием­ной сетки верхнего насоса, сбрасывая часть жидкости с выкида в затрубное пространство; при этом подача установки снижается, срабатывает защита в станции управления, и установка от­ключается. После восстановления нормального динамического уровня, клапан закрывает спускной канал, и установка переходит в нормальный режим работы с расчетной подачей.

    Шламовая труба предназначена для улавливания твердых частиц, которые могут появляться в колонне НКТ (окалина, стеклянная крошка или кусочки эмали при использовании остеклованных или эмалированных труб), и предотвращения их попадания в насос. В противном случае эти частицы попадают в зазор между ротором и статором, приводя к повреждению статора.

    Погружные винтовые насосы предназначены для откачки из скважин жидкостей высокой вязкости. Кроме того, эти насосы, являясь объемными, менее чувствительны к наличию в откачи­ваемой жидкости свободного газа, чем центробежные насосы, допуская более высокое газосодержание на входе в насос. Отсут­ствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют им работать в практически горизонтальных скважинах. Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).

    Наиболее слабым элементом погружного винтового насоса является статор, т.к. при откачке продукции с механическими примесями происходит повреждение поверхности статора; кроме того, статор повреждается при недостаточной его смазке. Наличие резиновой обоймы накладывает температурные огра­ничения на область применения винтовых насосов, температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °С. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению про­изводительности.

    Машиностроительная промышленность выпускает винтовые насосы на подачу от 40 до 240 м 3 /сут, которые показали в опреде­ленных эксплуатационных условиях очень хорошие результаты. Эти насосные установки рекомендуются для эксплуатации скважин со следующими условиями:

    — вязкость нефти до 20 Пас;

    — повышенное содержание свободного газа;

    — большие отклонения скважины от вертикали (до 70°). КПД винтовых насосов достигает 80%. Отечественные

    винтовые насосы имеют следующий шифр, например, ЭВНТ5А-100-1000:электрический (Э) винтовой (В) насос (Н), тихо­ходный (Т), под обсадную колонну 5А, с подачей 100м 3 /сут и напором 1000м.

    УЭДН

    Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, ко­торая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.

    Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогич­но таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами.


    Схема погружного агрегата представлена на рис. 6.22. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и ниж­ней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8—поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с ка­мерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опо­ре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угло­вую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, рас­положенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр—поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17.

    Насос работает следующим образом. Вращение вала двига­теля приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, при­жатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 6.22 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 6.22. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к пере­мещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, жидкость из наддиаф­рагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.

    Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также со­держащей механические примеси. Это связано с тем, что отка­чиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Установка проста в монтаже и обслуживании.

    К недостаткам можно отнести невысокую подачу до 20 м 3 /сут и очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м 3 /сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м 3 /сут - всего 600 м.

    Основные узлы установки и их назначение УЭЦН

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

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

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

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

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


    Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

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

    Модульные ЭЦН

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

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


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



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

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

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

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




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

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

    Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирмами-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью характеристик, определяемой общими методиками насосостроения. В последнем случае границами рабочей части характеристики являются величины подач в (0,7-0,75)Qo и (1,25-1,3Q0, где Q0 - подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е. при максимальном значении КПД.

    Погружные электродвигатели

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

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

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

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

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



    Секционные двигатели состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электриче­ское соединение секций между собой последовательное, вну­треннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.

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

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

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

    Гидрозащита

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

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

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

    Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эла­стичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Та­ким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

    Компенсатор предназначен для компенсации объема мас­ла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и рас­положенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя— со скважиной.

    При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло пере­текает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину.

    Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами. Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и ги­дравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации.

    Обратный и спускной клапаны

    Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Остановки погруж­ного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погруж­ного электродвигателя) в обратном направлении.

    Если в этот период возобновляется подача электроэнергии, ПЭД начинает вращаться в прямом направлении, преодолевая огромную силу. Пусковой ток ПЭД в этот момент может превысить допустимые пределы, и, если не сработает защита, электродвигатель выходит из строя. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Допускается устанавливать кла­паны выше насоса в зависимости от значения газосодержания у сетки входного модуля насоса.

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

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

    Спускные клапана имеют такие же исполнения по резьбам, как и обратные. В принципе спускной клапан - это муфта, в боковую стенку которой вставлена горизонтально короткая бронзовая трубка (штуцер), запаянная с внутреннего конца. От­верстие в этом клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. Стержень, ударяясь о штуцер, отламы­вает его в месте надреза и открывает отверстие в клапане.

    В результате жидкость перетекает в эксплуатационную колонну. Применение такого спускного клапана не рекомендуется, если в установке используют скребок для очистки труб от парафина. При обрыве проволоки, на которой спускается скребок, он па­дает и ломает штуцер, происходит самопроизвольный перепуск жидкости в скважину, что приводит к необходимости подъема агрегата. Поэтому применяют спускные клапаны и других типов, приводимые в действие за счет повышения давления в трубах, без спуска металлического стержня.

    Трансформаторы

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

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

    Станция управления

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

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

    Кабельные линии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

    - обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и радиальную) на НКТ;

    - надежно удерживает и защищает кабель, в том числе в аварийных ситуациях;

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

    - предполагает многократное использование;

    - монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инструмента.

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

    Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают следующие характеристики:

    - скорость и простота монтажа;

    - пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважинной среде;

    - отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в скважину;

    - возможность многократного использования.

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

    Читайте также: