Файл: Системный анализ причин отказов установок электроцентробежного насоса при добыче нефти.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 185
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1 ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ ОБ УСТАНОВКЕ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, ФИЗИЧЕСКИЕ
ПРИНЦИПЫ ЕЕ РАБОТЫ. ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Краткая историческая справка
Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти.
Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа [11]. УЭЦН очень универсальное оборудование, диапазон подач которого
10 – 1000 м
3
/сут, напор может превышать 3000 м, КПД установок самый высокий среди всех механизированных способов добычи. Также УЭЦН имеет гибкую систему дистанционного управления, позволяющую добиться требуемого рабочего режима [2].
Создателем первого в мире УЭЦН является наш соотечественник
Арутюнова Армаиса Саркисович. Первые промысловые эксперименты с установкой погружного центробежного насоса были проведены А.
Арутюновым в Бакинских нефтяных месторождениях [27].
Позже российский изобретатель эмигрировал в США, где основал фирму
REDA. Первые серийные образцы насосов компания Армаиса стала выпускать в 1926 году. Арутюнов А. получил патент США на свою погружную установку, где открыл принципиальные особенности нового способа добычи нефти. В дальнейшем, конструкция установки все время совершенствовалась, адаптируясь к усложняющимся условиям эксплуатации. В 1930 году компания меняет свое название на REDA Pump и еще долгие годы занимает лидирующие позиции на рынке погружных центробежных электронасосов.
13
В СССР Работы по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов осуществлялись особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН), которое в эти годы являлось головной организацией по этому виду оборудования.
ОКБ БН было создано 1 сентября 1950 года по приказу Министра нефтяной промышленности Н. Байбакова. Создание ОКБ БН было закономерной необходимостью. К этому времени были открыты новые нефтяные месторождения в Татарии, Башкирии, Поволжье. Для осуществления планов по резкому повышению добычи нефти в стране необходимо было адекватное высокопроизводительное погружное оборудование. К этому времени советские нефтяники по достоинству оценили положительный опыт эксплуатации установок погружных центробежных насосов на примере 53 комплектов, полученных в 1943 году из США по ленд-лизу. Изготовителем этих УЭЦН была фирма РЭДА. Со спуска первой погружной центробежной установки в 1928 году УЭЦН являются одним из главных видов высокопроизводительного оборудования для добычи нефти: в настоящее время более 84000 нефтяных скважин РФ эксплуатируются УЭЦНами.
Большую роль в быстром ознакомлении в СССР с УЭЦНами сыграла поездка советских специалистов в США на фирму РЭДА. В составе этой делегации был и основатель ОКБ БН Александр Антонович Богданов. Следует лишний раз подчеркнуть большую помощь, оказанную советским специалистам Армаисом Арутюновым. Благодаря этой помощи и благодаря самоотверженной работе первых сотрудников ОКБ БН – энтузиастов своего дела, первая отечественная установка УЭЦН в рекордно короткие сроки, была спущена 10 марта 1951 в скважину треста «Октябрьнефть» объединения
«Грознефть».
14
1.2 Принцип работы установки электроцентробежного насоса
Подъем жидкости из скважины осуществляется за счет работы электроцентробежного насоса, функциональная схема которого представлена на рисунке 1. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата
(электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого или плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления.
Рисунок 1 – Принципиальная схема устройства УЭЦН [19]
15
Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса
(Рисунок 2), имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата.
Рисунок 2 – Движение потока жидкости в ступени ЭЦН [7]
Затем жидкость последовательно поступает в следующий направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии.
Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН.
Ступени (Рисунок 3) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций
ЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель.
Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию 4 с поверхности. Более подробно установка
16 электроцентробежного насоса, ее основные элементы и режимы работы будет рассмотрена во главе 2.
Рисунок 3 – Секция ЭЦН
1.3 Действие осложняющих факторов
Как известно, на сегодняшний день большинство нефтяных месторождений РФ находится на 3 и 4 стадии разработки. С каждым днем увеличивается малодебитный фонд скважин, условия извлечения углеводородов становятся все сложнее. На территории Западной Сибири большинство скважин имеет глубины более 2 км, причем стволы скважин имеют значительные отклонения углов от вертикали. Помимо этого извлекаемая нефть зачастую имеет высокое количество растворенного газа, механических примесей, смол. Пластовые воды содержат большое количество солей, которые негативно сказываются на работе оборудования. Эти и многие другие негативные факторы приводят к осложнениям работы УЭЦН и преждевременным выходам оборудования из строя. Причем стоит отметить, что технологии, используемые в изготовлении УЭЦН, постоянно совершенствуются, однако одновременно усложняются и условия работы насосов.
Совокупное действие осложняющих факторов на работу насоса снижает рентабельность эксплуатации оборудования, а порой сводит ее на нет. В связи с этим, одной из значимых задач стоящих перед нефтяными и сервисными компаниями, работающими с УЭЦН, является сведение к минимуму действия осложняющих факторов. Однако чтобы эффективно бороться с проблемой
17 необходимо ее детально представлять. Очень важно понять какие именно причины приводят к поломкам УЭЦН, как это происходит, и в каком соотношении. Выяснив эти вопросы можно приступать к проведению защитных мер оборудования от влияния тех или иных осложнений.
18
2 ХАРАКТЕРИСТИКА, СОСТАВ И УСТРОЙСТВО УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, РЕЖИМОВ ИХ РАБОТЫ
2.1 Характеристики погружных электроцентробежных насосов
Основными показателями, характеризующими рабочие параметры УЭЦН, являются зависимости напора, КПД и потребляемой мощности от подачи насоса. Данные зависимости представляются в виде графиков. Причем в паспорте установки эти зависимости представлены при работе на воде плотностью 1000, поэтому при расчете насоса к скважинным условиям необходим пересчет его параметров. Пример подобной зависимости представлен на рисунке 4 и называется основной характеристикой насоса.
Рациональная область работы насоса соответствует промежутку
0,75*Q
опт
19
Рисунок 4 – Характеристика погружного центробежного насоса:
ОПТ
Q
- подача насоса на оптимальном режиме работы,
3
/
м сут ;
1 2
Q
Q
- рациональная область работы насоса,
3
/
м сут ;
0
Q
режим нулевой подачи,
3
/
м сут ;
ОПТ
H
- напор на режиме оптимальной подачи, м;
1 2
H
H
- напор в рациональной области, м;
0
H - напор на режиме нулевой подачи, м;
XX
N
-мощность холостого хода ( при
Q
o
), кВт;
МАКС
- максимальный КПД насоса при
ОПТ
Q
, %;
1 2
- минимальный КПД насоса в рациональной области, % [11]
Зависимость напора от подачи
Q—Н называется основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа:
— характеристика с максимальной точкой;
— пологопадающая характеристика;
— крутопадающая характеристика.
По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой. Как видно из рисунка 5, потеря напора в рациональной области подач для насосов с характеристикой с максимальной точкой составляет
1
H
; для насосов с пологопадающей характеристикой
2
H
; для насосов с крутопадающей характеристикой —
3
H
; при этом
1
H
>
3
H
>
2
H
. Таким образом, наименьшая потеря напора в рациональной области работы насоса характерна для насосов с пологопадающей характеристикой, что является их существенным эксплуатационным преимуществом. Паспортные
20 характеристики погружных центробежных насосов, как уже отмечалось, получены при работе на воде. Разнообразие эксплуатационных условий скважин трансформирует водяные характеристики, иногда существенно.
Основное влияние на характеристики центробежных насосов оказывают вязкость откачиваемой жидкости и содержание в жидкости свободного газа. В связи с этим обязательным является пересчет характеристики насоса на конкретную скважинную продукцию [11].
Рисунок 5 – Типы характеристик погружных центробежных насосов:
1 – с максимальной точкой; 2- пологопадающая; 3 – крутопадающая [11]
Установки УЭЦН имеют условные обозначения для удобства записи
(рисунок 6). Пример условного обозначения установки УЭЦНМ5-125-1200
ВК02 ТУ 6-06-1486 – 87;
Где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м
3
/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации. Для установок коррозионностойкого исполнения перед
21 обозначением группы насоса добавляется буква «К».
Рисунок 6 – значение шифра УЭЦН [3]
Допустимые параметры перекачиваемых сред без использования газосепараторав, для УЭЦН обычного исполнения следующие:
Среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм
2
/с;
Водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
Максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
22
Микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
Максимальное содержание попутной воды - 99%;
Максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 5%, для установок с насосными модулями-газосепараторами
(по вариантам комплектации) - 55 %;
Максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.
2.2 Погружной центробежный насос
Конструктивно ЭЦН (Рисунок 7) представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес 7 и направляющих аппаратов 6, размещаемых в корпусе насоса. Рабочие колеса, изготавливаемые из чугуна, бронзы или пластических материалов, крепятся на валу насоса со скользящей посадкой с помощью специальной шпонки.
Рисунок 7 – Модуль-секция насоса:
1 – головка; 2 – вал; 3 – опора; 4 – верхний подшипник; 5- кольцо; 6- направляющий аппарат; 7 – рабочее колесо; 8 – корпус; 9 - нижний подшипник; 10 – ребро; 11 – основание
[3]
23
Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту 3
(подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса которая служит для компенсации осевых нагрузок. Каждое рабочее колесо опирается на торцевую поверхность направляющего аппарата. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. 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 9 и основание 11, а сверху через корпус верхнего подшипника 4 зажаты в корпусе. Нижний и верхний подшипниковый узел, состоящий из радиально-упорных подшипников, служит для компенсации радиальных нагрузок. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором [11].
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. Валы модулей секций комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В.
2.3 Спускной и обратный клапаны
Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Обратный клапан 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 (Рисунок 8) [3].
24
Рисунок 8 – Сливной и обратный клапаны:
1 – сливной клапан; 2 – обратный клапан
2.4 Погружной электродвигатель
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами.
Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400—
3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6%. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, ФИЗИЧЕСКИЕ
ПРИНЦИПЫ ЕЕ РАБОТЫ. ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Краткая историческая справка
Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти.
Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа [11]. УЭЦН очень универсальное оборудование, диапазон подач которого
10 – 1000 м
3
/сут, напор может превышать 3000 м, КПД установок самый высокий среди всех механизированных способов добычи. Также УЭЦН имеет гибкую систему дистанционного управления, позволяющую добиться требуемого рабочего режима [2].
Создателем первого в мире УЭЦН является наш соотечественник
Арутюнова Армаиса Саркисович. Первые промысловые эксперименты с установкой погружного центробежного насоса были проведены А.
Арутюновым в Бакинских нефтяных месторождениях [27].
Позже российский изобретатель эмигрировал в США, где основал фирму
REDA. Первые серийные образцы насосов компания Армаиса стала выпускать в 1926 году. Арутюнов А. получил патент США на свою погружную установку, где открыл принципиальные особенности нового способа добычи нефти. В дальнейшем, конструкция установки все время совершенствовалась, адаптируясь к усложняющимся условиям эксплуатации. В 1930 году компания меняет свое название на REDA Pump и еще долгие годы занимает лидирующие позиции на рынке погружных центробежных электронасосов.
13
В СССР Работы по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов осуществлялись особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН), которое в эти годы являлось головной организацией по этому виду оборудования.
ОКБ БН было создано 1 сентября 1950 года по приказу Министра нефтяной промышленности Н. Байбакова. Создание ОКБ БН было закономерной необходимостью. К этому времени были открыты новые нефтяные месторождения в Татарии, Башкирии, Поволжье. Для осуществления планов по резкому повышению добычи нефти в стране необходимо было адекватное высокопроизводительное погружное оборудование. К этому времени советские нефтяники по достоинству оценили положительный опыт эксплуатации установок погружных центробежных насосов на примере 53 комплектов, полученных в 1943 году из США по ленд-лизу. Изготовителем этих УЭЦН была фирма РЭДА. Со спуска первой погружной центробежной установки в 1928 году УЭЦН являются одним из главных видов высокопроизводительного оборудования для добычи нефти: в настоящее время более 84000 нефтяных скважин РФ эксплуатируются УЭЦНами.
Большую роль в быстром ознакомлении в СССР с УЭЦНами сыграла поездка советских специалистов в США на фирму РЭДА. В составе этой делегации был и основатель ОКБ БН Александр Антонович Богданов. Следует лишний раз подчеркнуть большую помощь, оказанную советским специалистам Армаисом Арутюновым. Благодаря этой помощи и благодаря самоотверженной работе первых сотрудников ОКБ БН – энтузиастов своего дела, первая отечественная установка УЭЦН в рекордно короткие сроки, была спущена 10 марта 1951 в скважину треста «Октябрьнефть» объединения
«Грознефть».
14
1.2 Принцип работы установки электроцентробежного насоса
Подъем жидкости из скважины осуществляется за счет работы электроцентробежного насоса, функциональная схема которого представлена на рисунке 1. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата
(электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого или плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления.
Рисунок 1 – Принципиальная схема устройства УЭЦН [19]
15
Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса
(Рисунок 2), имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата.
Рисунок 2 – Движение потока жидкости в ступени ЭЦН [7]
Затем жидкость последовательно поступает в следующий направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии.
Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН.
Ступени (Рисунок 3) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций
ЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель.
Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию 4 с поверхности. Более подробно установка
16 электроцентробежного насоса, ее основные элементы и режимы работы будет рассмотрена во главе 2.
Рисунок 3 – Секция ЭЦН
1.3 Действие осложняющих факторов
Как известно, на сегодняшний день большинство нефтяных месторождений РФ находится на 3 и 4 стадии разработки. С каждым днем увеличивается малодебитный фонд скважин, условия извлечения углеводородов становятся все сложнее. На территории Западной Сибири большинство скважин имеет глубины более 2 км, причем стволы скважин имеют значительные отклонения углов от вертикали. Помимо этого извлекаемая нефть зачастую имеет высокое количество растворенного газа, механических примесей, смол. Пластовые воды содержат большое количество солей, которые негативно сказываются на работе оборудования. Эти и многие другие негативные факторы приводят к осложнениям работы УЭЦН и преждевременным выходам оборудования из строя. Причем стоит отметить, что технологии, используемые в изготовлении УЭЦН, постоянно совершенствуются, однако одновременно усложняются и условия работы насосов.
Совокупное действие осложняющих факторов на работу насоса снижает рентабельность эксплуатации оборудования, а порой сводит ее на нет. В связи с этим, одной из значимых задач стоящих перед нефтяными и сервисными компаниями, работающими с УЭЦН, является сведение к минимуму действия осложняющих факторов. Однако чтобы эффективно бороться с проблемой
17 необходимо ее детально представлять. Очень важно понять какие именно причины приводят к поломкам УЭЦН, как это происходит, и в каком соотношении. Выяснив эти вопросы можно приступать к проведению защитных мер оборудования от влияния тех или иных осложнений.
18
2 ХАРАКТЕРИСТИКА, СОСТАВ И УСТРОЙСТВО УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, РЕЖИМОВ ИХ РАБОТЫ
2.1 Характеристики погружных электроцентробежных насосов
Основными показателями, характеризующими рабочие параметры УЭЦН, являются зависимости напора, КПД и потребляемой мощности от подачи насоса. Данные зависимости представляются в виде графиков. Причем в паспорте установки эти зависимости представлены при работе на воде плотностью 1000, поэтому при расчете насоса к скважинным условиям необходим пересчет его параметров. Пример подобной зависимости представлен на рисунке 4 и называется основной характеристикой насоса.
Рациональная область работы насоса соответствует промежутку
0,75*Q
опт
опт
. Как видно из графика, в этой области наиболее высокие значения КПД. При этом в левой части характеристики (Q < 0,7*Q
опт
) возможно кратное увеличение уровня вибрации насоса, а в правой части насос работает с повышенными мощностными затратами, при этом происходит износ рабочих ступеней, нагрев пластовой продукции и ухудшение условий охлаждения погружного электродвигателя.
19
Рисунок 4 – Характеристика погружного центробежного насоса:
ОПТ
Q
- подача насоса на оптимальном режиме работы,
3
/
м сут ;
1 2
Q
Q
- рациональная область работы насоса,
3
/
м сут ;
0
Q
режим нулевой подачи,
3
/
м сут ;
ОПТ
H
- напор на режиме оптимальной подачи, м;
1 2
H
H
- напор в рациональной области, м;
0
H - напор на режиме нулевой подачи, м;
XX
N
-мощность холостого хода ( при
Q
o
), кВт;
МАКС
- максимальный КПД насоса при
ОПТ
Q
, %;
1 2
- минимальный КПД насоса в рациональной области, % [11]
Зависимость напора от подачи
Q—Н называется основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа:
— характеристика с максимальной точкой;
— пологопадающая характеристика;
— крутопадающая характеристика.
По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой. Как видно из рисунка 5, потеря напора в рациональной области подач для насосов с характеристикой с максимальной точкой составляет
1
H
; для насосов с пологопадающей характеристикой
2
H
; для насосов с крутопадающей характеристикой —
3
H
; при этом
1
H
>
3
H
>
2
H
. Таким образом, наименьшая потеря напора в рациональной области работы насоса характерна для насосов с пологопадающей характеристикой, что является их существенным эксплуатационным преимуществом. Паспортные
20 характеристики погружных центробежных насосов, как уже отмечалось, получены при работе на воде. Разнообразие эксплуатационных условий скважин трансформирует водяные характеристики, иногда существенно.
Основное влияние на характеристики центробежных насосов оказывают вязкость откачиваемой жидкости и содержание в жидкости свободного газа. В связи с этим обязательным является пересчет характеристики насоса на конкретную скважинную продукцию [11].
Рисунок 5 – Типы характеристик погружных центробежных насосов:
1 – с максимальной точкой; 2- пологопадающая; 3 – крутопадающая [11]
Установки УЭЦН имеют условные обозначения для удобства записи
(рисунок 6). Пример условного обозначения установки УЭЦНМ5-125-1200
ВК02 ТУ 6-06-1486 – 87;
Где У - установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м
3
/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации. Для установок коррозионностойкого исполнения перед
21 обозначением группы насоса добавляется буква «К».
Рисунок 6 – значение шифра УЭЦН [3]
Допустимые параметры перекачиваемых сред без использования газосепараторав, для УЭЦН обычного исполнения следующие:
Среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм
2
/с;
Водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
Максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
22
Микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
Максимальное содержание попутной воды - 99%;
Максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 5%, для установок с насосными модулями-газосепараторами
(по вариантам комплектации) - 55 %;
Максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.
2.2 Погружной центробежный насос
Конструктивно ЭЦН (Рисунок 7) представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес 7 и направляющих аппаратов 6, размещаемых в корпусе насоса. Рабочие колеса, изготавливаемые из чугуна, бронзы или пластических материалов, крепятся на валу насоса со скользящей посадкой с помощью специальной шпонки.
Рисунок 7 – Модуль-секция насоса:
1 – головка; 2 – вал; 3 – опора; 4 – верхний подшипник; 5- кольцо; 6- направляющий аппарат; 7 – рабочее колесо; 8 – корпус; 9 - нижний подшипник; 10 – ребро; 11 – основание
[3]
23
Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту 3
(подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса которая служит для компенсации осевых нагрузок. Каждое рабочее колесо опирается на торцевую поверхность направляющего аппарата. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. 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 9 и основание 11, а сверху через корпус верхнего подшипника 4 зажаты в корпусе. Нижний и верхний подшипниковый узел, состоящий из радиально-упорных подшипников, служит для компенсации радиальных нагрузок. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором [11].
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. Валы модулей секций комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В.
2.3 Спускной и обратный клапаны
Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Обратный клапан 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 (Рисунок 8) [3].
24
Рисунок 8 – Сливной и обратный клапаны:
1 – сливной клапан; 2 – обратный клапан
2.4 Погружной электродвигатель
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами.
Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400—
3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6%. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.