Файл: Глубиннонасосная эксплуатация центробежными электрическими насосами.pdf

Погружные электродвигатели имеют максимальные внешние диаметры 103 и 123 мм, что позволяет спускать их в скважины с эксплуатационными колоннами диаметром соответственно 146 и 168 мм (5 и 6").
Мощности выпускаемых двигателей равны 10, 17, 28,
35, 46, 55, 75 и 100 кВт.
Протектор. Для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой из скважины жидкости служит специальное предохранительное устройство, называемое протектором (рис. 126). Принцип этой защиты состоит в том, что протектор создает в полости двигателя, заполненной специальным жидким маслом, давление, которое является избыточным над давлением окружающей среды при любом его значении. Кроме того, протектор снабжает упорные подшипники насоса специальной густой смазкой.
Корпус протектора состоит из двух камер А и Б, разделенных ниппелем 7.
Нижняя камера Б заполняется маловязким маслом и сообщается с полостью электродвигателя через отверстие 9 и зазоры между валом 2 протектора и его кожухом 8. Запас масла в этой камере служит для компенсации утечек масла из полости электродвигателя.

Верхняя камера А имеет запас густой смазки для подшипников насоса и специальное устройство, при помощи которого в протекторе поддерживается избыточное давление. Смазка помещается в верхней части камеры.
Избыточное давление в камере, равное 150— 200 кПа, создается при помощи пружины 5, которая действует на поршень 4 снизу. Когда насосный агрегат находится в скважине, давление окружающей жидкости передается на поршень через отверстия 6 в корпус протектора, и таким образом избыточное давление, создаваемое пружиной и поршнем, остается неизменным.
Заполнение протектора густой смазкой осуществляется через обратный клапан 1, расположенный в головке(на рисунке изображен с правой стороны головки). Нагнетаемая под давлением смазка продвигает поршень вниз и сжимает пружину 5.
Сообщение полости верхней камеры с другими узлами насосного агрегата осуществляется следующим образом.
После сборки всей установки открывается перепускной клапан 10 и смазка из верхней камеры протектора через этот клапан поступает в камеру радиально-упорных подшипников насоса и заполняет ее. Давление из этой камеры передается на жидкое масло в нижней камере и, следовательно, на внутреннюю полость электродвигателя через зазор между валом протектора и патрубком 3.
Кабель. Питание электроэнергией погружного двигателя осуще- ствляется по трехжильному кабелю двух типов. Круглый кабель КРБК (кабель резиновый, бронированный, круглый) от наземного оборудования спускается в скважину до глубины несколько выше насоса, а дальше идет плоский кабель
КРБП (кабель резиновый, бронированный, плоский), который соединяется с круглым кабелем горячей вулканизацией.
На конце плоского кабеля имеется герметичная штепсельная муфта с наконечниками из бериллиевой бронзы. Корпус кабельной муфты крепится к головке двигателя двумя болтами, а герметичность соединения создается свинцовой прокладкой.
Сечение токоподводящих жил кабеля выбирается в зависимости от мощности погружного двигателя и глубины его спуска одного из следующих размеров: 10, 16, 25, 35 и 50 мм
2
. Наружный диаметр кабеля от 12,2 до 40 мм.
На поверхности кабель намотан на барабан, располагаемый на расстоянии нескольких метров от скважины. Сматываемый с катушки барабана кабель проходит через направляющий ролик, подвешенный на пружинном амортизаторе у устья скважины.
Оборудование устья и колонны подъемных труб. Обычно устьевую арматуру для скважин, оборудованных погружными электронасосами, изготовляют в промысловых мастерских. Крестовина или тройник устьевой арматуры на нижнем конце имеет трубную резьбу, а на остальных фланцы для присоединения задвижек.
Верхняя буферная задвижка монтируется в тех случаях, когда необходимо производить очистку труб от парафина. Боковые задвижки,

предназначенные для направления газонефтяного потока, обвязываются так же, как и на фонтанных скважинах (рис. 127).
Для отвода газа из затрубного пространства в верхнюю муфту обсадной колонны завинчивается колонный патрубок с боковым отводом и задвижкой, которая соединяется с одной из выкидных линий катушкой. Эту задвижку открывают периодически или же оставляют постоянно открытой. В последнем случае в обвязке затрубной задвижки устанавливается обратный клапан, не допускающий перетока нефти из выкидной линии обратно в скважину. На скважинах с фонтанными проявлениями желательно иметь на арматуре и на затрубном пространстве стальные задвижки, поэтому при изготовлении устьевой арматуры часто используют фланцевые задвижки от стандартных фонтанных арматур.
Насосные трубы с агрегатом, прикрепленным к нижнему концу колонны этих труб, подвешивают на фланце обсадной колонны посредством специальной планшайбы.
П ланшайба, представленная на рис. 128, состоит из основной части, представляющей неполный круг, и дополнительной — сегмента, крепящегося к первой двумя шпильками.
Зазор между этими двумя частями уплотнен прокладкой.
В середине разъема имеется отверстие для пропуска в скважину силового кабеля.
В колонне насосных труб над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Обратный клапан (рис. 129) используется для залива насосных труб жидкостью перед пуском насоса, что облегчает пуск насоса и контроль за его работой после пуска. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.
Сливной клапан (рис. 130) монтируют над обратным клапаном и пользуются им для спуска жидкости из насосных труб перед подъемом их из скважины.

При необходимости поднять насосный агрегат из скважины в насосные трубы сбрасывают металлический стержень. Этот стержень, проходя через трубы, ударяет по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза, в результате чего открывается отверстие для стока жидкости из колонны насосных труб. Это облегчает труд работающих, так как развинчивание и подъем труб производятся без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.
Преимущества и недостатки УЭЦН [1]
Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сутки, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок - простота обслуживания, большой межремонтный период работы - 1 год. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2-3 лет без подъема.
Преимущества электроцентробежных насосов
Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками.
Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.
Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин
ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных штанг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин.
Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.
Недостатки электроцентробежных насосов
К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование, требующее электрика высокой квалификации.
На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

Не рекомендуется применять погружные электроцентробежные насосы в скважинах:
• а) в жидкостях которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;
• б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.
Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должно превышать 2% от объема перекачивающей жидкости.
Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а работа насоса становится неустойчивой.
Конструктивные особенности насоса и принцип действия
Центробежная помпа имеет вид агрегата, оснащённого лопастями, с помощью которого происходит непрерывный перенос жидкости по трубам за счёт центробежной силы. Вращение лопастей способствует выталкиванию жидкости из периферической области, после чего она под напором перемещается в направленную зону. Зачастую эта простая конструкция состоит из 2 основных деталей: приводного двигателя и гидравлической части.
Всё построено на действии центростремительной силы, которая при вращении колеса в заполненном воздухом устройстве начинает направлять водные массы в нужном направлении, выталкивая их лопастями. В результате этого создаётся избыточное давление, которое помогает протолкнуть рабочее тело в напорный или разделительный трубопровод. Дальше дело уже за трубопроводной арматурой, которая обеспечит непрерывный поток жидкости в трубах и гарантирует её поступление в точку назначения.
Центробежные модели для добычи из скважин имеют два типа исполнения и подходят как для промышленных целей, так и для бытового использования. Важно знать, что с этой же целью часто используют винтовой или вихревой насос.
Виды и особенности
Изделия классифицируются по нескольким признакам:
• по количеству ступеней (одноступенчатые и многоступенчатые);
• по способу отвода (с или без направляющего аппарата);
• по типу привода (оснащённые одно- или двухсторонним приводом);
• по параметрам напора потока (с низким, средним или высоким напором);
• по виду среды (кислотные, водяные, землесосные, фекальные и другие);
• по способу расположения вала (с горизонтальным или вертикальным размещением);
• по цели назначения (шахтные, глубинные, общепромышленные и прочие).
В зависимости от способа установки приспособления делят на:

1.
Поверхностные: функционируют без погружения в среду и подходят для добычи воды из колодцев или иных источников, для организации оросительной системы, а также осушения подвалов или других помещений.
Эти модификации компактные, недорогие, простые в монтаже и не требуют большого пространства для установки.
2.
Погружные: опускаются на дно и крепятся к водонапорной системе специальной муфтой, после чего соединяются электрическим кабелем, который питает двигатель. Простая установка и лёгкий демонтаж позволяют устанавливать агрегат в углублениях любого типа. Изделия высокоэффективны на большой глубине, бесшумны и имеют постоянное охлаждение, что продлевает срок службы. Незначительным недостатком данной модели считается чувствительность к песчаной массе, которая может содержаться в перекачиваемой среде.

Кабельный ввод

Сальник Кабельного Ввода

Технические характеристики насосов ЭЦН
Основные требования технических условий на электроприводные центробежные насосы для добычи нефти приведены в табл.2. Параметры центробежных насосов ЭЦН некоторых типоразмеров электроприводных центробежных насосов, изготавливаемых российскими фирмами по техническим условиям, приведенны в таблице 2, параметры насосов ЭЦН в таблице 3 и в таблице 4. Технические характеристики насосов ЭЦН обычного, коррозионностойкого, теплостойкого и коррозионно-теплостойкого исполнений одинаковы. Характеристики ЭЦН представлены при испытаниях на воде плотностью 1000 кг/м 3. Более подробная информация по характеристикам центробежных насосов для добычи нефти собрана в
Таблица 1. Основные требования технических условий на насосы
ТУ 26-06-1485-
96
ТУ 3665-020-
00220440-94
ТУ 3631-025-
21945400-97
ТУ 3665-026-
00220440-96
ТУ 3631-
00217930-004-
96
ТУ 3665-004-
00217780-98 1
2 3
4 5
6 7
1. Тип насосов
ЭЦНМ,
ЭЦНМК,
ЭЦНМТ,
ЭЦНМКТ
ЭЦНМ4
ЭЦНА,
ЭЦНАК
2ЭЦНМ
ЛЭЦНМ,
ЛЭЦНМК
ЭЦНД
2. Группы по диаметру корпуса
5, 5А, 6 4
5, 5А, 6 4, 5, 5А
5, 5А, 6 5
3. Наружный диаметр насосов
92, 103, 114 86 92, 103, 114 86, 92, 103 92, 103, 114 92 4. По характеристике пластовой жидкости

4.1.
Максимальная весовая концен- трация твердых частиц
0,01% (0,1 г/л) 0,01% (0,1 г/л) 0,01% (0,1 г/л) 0,05% (0,5 г/л) 0,01% (0,1 г/л) 0,02% (0,2 г/л)
4.2.
Максимальная концентрация сероводорода
Для насосов
ЭЦНМ,
ЭЦНМТ -
0,001%
(0,01г/л); для насосов
ЭЦНМК,
ЭЦНМКТ -
0,125%(1,25г/л)
0,001% (0,01 г/л)
Для насосов
ЭЦНА-0,001%
(0,01 г/л); для насосов
ЭЦНАК-
0,125% (1,25 г/л)
0,002% (0,02 г/л) С валом из сплава
Н65Д29ЮТ-
ИЩ (К- монель) - до
1,25 г/л
Для насосов
ЛЭЦНМ -
0,001% (0,01 г/л); для насосов
ЛЭЦНМК -
0,125% (1,25 г/л)
0,001% (0,01 г/л)
4.3. Температура откачиваемой жидкости, не более
Для насосов
ЭЦНМ,
ЭЦНМК - 90
°С; для насосов
ЭЦНМТ,
ЭЦНМКТ - 140
"С
90 °С
90 °С
100 °С
90 °С
100 °С

5. Допустимые производственные отклонения напора в рабочей части характеристики в
% от значения напора на номинальном режиме
Плюс 10
Минус 5
Плюс 10
Минус 6
Плюс 10
Минус 5 2ЭЦНМ5,
2ЭЦНМ5А - плюс 10, минус
5; 2ЭЦНМ4 - плюс 10, минус
5
Плюс 10
Минус 5
Плюс 10 Минус
5 6. Допустимые производственные отклонения КПД в % (абсолютных для насосов)
ЭЦНМ,
ЭЦНМТ- минус 2;
ЭЦНМК,
ЭЦНМКТ - минус 4; типоразмеры
ЭЦНМ5 -125,
ЭЦНМК5-125 - минус 6
Минус 3
Минус 2 2ЭЦНМ5,
2ЭЦНМ5А - минус 3 2ЭЦНМ4 - минус 3
ЛЭЦНМ - минус 2;
ЛЭЦНМК - минус 4
Минус 3