УСТАНОВКИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Установка УЭЦН (см. рис. 1.7) состоит из погружного насос­ного агрегата, включающего насос, электродвигатель, гидрозащи­ту, кабельную линию, колонну насосно-компрессорных труб, обо­рудование устья скважины и наземное электрооборудование — трансформатор и станцию управления.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отли­чается от обычных центробежных насосов: при вращении рабоче­го колеса увеличивается напор жидкости, протекающей через него. Поскольку одна ступень центробежного насоса создает небольшое давление — порядка 0,05 МПа, для достижения давления, необ­ходимого для подъема жидкости из скважины на поверхность, ис­пользуют ряд последовательно соединенных ступеней.

Насос (рис. 11.12) состоит из набора последовательно установ­ленных в корпусе секций (до 120 в одном блоке), каждая из кото­рых включает в себя направляющий аппарат и рабочее колесо. Направляющие аппараты установлены неподвижно внутри кор­пуса, а рабочие колеса насажены на один общий вал и соедине­ны с ним призматической шпонкой. Посадочные размеры колес и вала таковы, что рабочие колеса могут свободно перемещаться в осевом направлении. Это позволяет во время работы в установив­шемся режиме каждому рабочему колесу опираться на торцевой

45

 

Рис. 11.12. Погружной насос:

1 — верхняя секция с ловильной головкой- 2 — нижняя секция; 3 — шлицевая муфта; 4 —опор­ная пята; 5 — корпус подшипника; 6 — направ­ляющий аппарат; 7 — рабочее колесо; 8 — кор­пус; 9 — вал; 10— шпонка; 11 — подшипник скольжения; 12 — защитная втулка; 13 — осно­вание;   14 — фильтр; 15 — приводная муфта

 

 

Рис. 11.13. Погружной электродвигатель:

1 — крышка верхняя; 2 — крышка кабельного ввода; 3 — колодка кабельного ввода; 4 — муфта шлицевая; 5—пята; 6 — подпятник; 7 —головка 8 — фильтр; 9 — турбина; 10 — статор- 11 — ро­тор; 12 — основание 13 — крышка нижняя

выступ расположенного под ним направляющего аппарата. Бла­годаря этому осевое усилие, обусловленное перепадом давления, создаваемого каждой ступенью, передается от колеса, минуя вал, на направляющий аппарат и корпус насоса. Для уменьшения тре­ния между колесами и направляющими аппаратами устанавлива­ют текстолитовые шайбы, запрессованные в кольцевые пазы, рас­положенные на колесе. Эти шайбы также уплотняют зазор и пре­пятствуют обратному перетоку жидкости.

Для уменьшения силы трения между дисками при наличии осе­вого усилия, направленного снизу вверх, например при запуске насоса с открытой выкидной задвижкой, в верхней части рабочих колес также предусмотрены текстолитовые шайбы. При возник­новении подобного усилия оно передается от колес к направляю­щим аппаратам, расположенным над ними, и далее на корпус.

Для восприятия осевого усилия, возникающего в результате давления жидкости на торец вала, а также его собственного веса, служит опорная пята в верхней части насоса. Радиальные усилия воспринимаются подшипниками скольжения.

В верхней части корпуса насоса нарезана внутренняя резьба для соединения его с НКТ, а также располагаются ловильная го­ловка и обратный клапан. Обратный клапан препятствует вытека­нию пластовой жидкости, заполняющей внутреннюю полость ко­лонны подъемных труб, при остановке насоса.

Если глубина погружения велика и создаваемый напор недоста­точен, то погружной насос может компоноваться из нескольких сек­ций. В этом случае общее количество ступеней в агрегате может
достигать 400.

Во время работы насоса пластовая жидкость поступает через сетчатый фильтр, расположенный в нижней части насоса, последо­вательно проходит ступени и через отверстия корпуса подшипника, по корпусу попадает во внутреннюю полость насосно-компрессор-ных труб.

Погружной электродвигатель служит для приво­да погружного центробежного насоса. Условия работы двигате­ля — расположение в пластовой жидкости, находящейся под боль­шим гидростатическим давлением,— предопределяют особенности его конструкции — заполнение его внутренней полости маслом, ма­лый наружный диаметр и соответственно большую длину. Основ­ное условие надежной работы двигателя — герметичность его внутренней полости.

Двигатель (рис. 11.13) состоит из статора, ротора, головки и основания. В верхней и нижней частях корпуса имеются флан­цы для соединения двигателя с протектором и компенсатором. Корпус изготовлен из стальной трубы, к которой с помощью резь­бовых соединений присоединены головка и основание двигателя. Магнитопровод статора собран из активных и немагнитных жес-тей, в пазах которых располагается обмотка.

К концам обмотки статора припаяны выводные концы из мно­гожильного медного провода, соединяющие их со штепсельными

47

 

гильзами, в которые входят штепсельные наконечники кабеля. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами! для промежуточных подшипников ротора.

Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный, состоит из вала, на который напрессованы сердечники. Вал выполнен из; калиброванной трубы, а сердечник — из листовой электротехниче­ской стали, в пазы которого уложены медные стержни, образую­щие обмотку ротора. Сердечники и радиальные подшипники, че­редуясь, установлены на валу. Сердечники соединены с валом шпонками, а весь их набор стянут в осевом направлении гай­ками.

На валу установлена турбинка, служащая для принудительной циркуляции масла, обеспечивающего отвод тепла от наиболее наг­ретых деталей. Масло циркулирует через пазы магнитопровода, от­верстие в валу двигателя и фильтр, где очищается от продуктов износа, появляющихся в процессе работы двигателя.

Осевые нагрузки на вал двигателя воспринимают подпятники, расположенные в головке двигателя. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапа­на и клапана для закачки масла в двигатель.

Малый диаметр корпуса двигателя обусловлен необходимостью размещения его в скважине, большая длина — достижением нуж­ного крутящего момента. Для создания двигателей большой мощ­ности используют двигатели секционного исполнения, состоящие из верхней и нижней секций, собираемых на устье скважины пе­ред спуском в скважину. Соединяют секции с помощью фланцев, при этом автоматически соединяются полумуфты электрического соединения, обеспечивающего последовательное включение обмо­ток.

Гидрозащита погружного насоса служит для предотвра­щения проникновения во внутреннюю полость электродвигателя пластовой жидкости. Она состоит из протектора, устанавливаемо­го между двигателем и насосом, и компенсатора, присоединенного к основанию двигателя.

Протектор (рис. 11.14) состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафраг­мой с торцовыми уплотнениями. Вал протектора установлен на трех подшипниках, воспринимающих радиальную нагрузку, и опи­рается на гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые уси­лия.

В нижней части протектора расположен обратный клапан для выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспор­тировке клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачи­вать перед спуском агрегата в скважину.

Компенсатор (рис. 11.15) представляет собой стальной корпус (внутри которого размещена эластичная диафрагма), за­полненный рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за ди­афрагмой сообщается со скважиной через несколько отверстий.

48

Рис. 11.16. Оборудование устья установки ЭЦН:

1 — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран проб­ковый проходной; 4 — корпус; 5 — манжета

Компенсатор имеет пробки для заправки его полости рабочей жид­костью.

Кабель для подвода электроэнергии к погружному электродви­гателю соединяется с двигателем при помощи специальной муфты. Поскольку диаметр погружного агрегата больше диаметра колон­ны подъемных труб, применяют кабель двух типов — состоящий из скрученных жил, располагающейся вдоль колонны труб, и плос­кий — у погружного агрегата. Применяют кабели, состоящие из одно- или многопроволочных жил, изолированных двумя слоями полиэтилена и защищенных эластичной подушкой и металлической броней. Кабель крепится к колонне НКТ и погружному агрегату с помощью специальных хомутов.

Оборудование устья предназначено для герметизации внутренней полости НКТ, затрубного пространства, пропуска ка-

50

беля из кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, удержания колонны НКТ, контроля и регулирования режима работы скважины. Оно состоит (рис. 11.16) из корпуса, в котором располагается муфтовая подвеска, обеспечивающая удер­жание колонны подъемных труб, манжет, уплотняющих ввод в скважину силового кабеля и обеспечивающих его герметизацию.

Муфтовая подвеска труб смещена относительно центра сква­жины, что позволяет расположить кабель возможно дальше от стенки эксплуатационной колонны и уменьшить его повреждения.

Оборудование устья имеет боковой и вертикальный стволы, оборудованные пробковыми кранами и вентилем.

Станция управления предназначена для управления установкой и обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установ­кой с диспетчерского пункта, подключение программного реле вре­мени, самозапуск электродвигателя с заданной выдержкой време­ни после появления напряжения, отключение двигателя при появ­лении в цепи тока короткого замыкания, перегрузке его или паде­нии напряжения в сети, управление двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского пункта, программно­го реле времени или электроконтактных манометров, отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже определенной величины.

Рис. 11.15. Компенсатор: 1 — каркас;  2 — пробка; 3 — кла­пан; 4 — корпус;   5 — диафрагма

Трансформатор служит для обеспечения требуемого нап­ряжения, подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого напряжения, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоочистителем. На стороне обмоток высоко­го напряжения имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечиваю­щих подачу необходимого напряжения на электродвигатель в за­висимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напря­жения сети.

Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой ха­рактеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы со скважиной.

УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину, соответствующую погружению агрегата, под динамиче­ский уровень жидкости, при котором содержание газа, выделяю­щегося из пластовой жидкости, не превышает определенного пре­дела, обеспечивающего устойчивую работу насоса.

При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и во­ду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после дли­тельной остановки в результате обесточивания электросети снача­ла установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда установится приток жидкости в скважину, насос начинает пода­вать смесь воды, нефти и газа в характерной для скважины про­порции.

Попав в центробежный насос, смесь превращается по мере про-

хождения его ступеней в эмульсию, которая поднимается по колон­не подъемных труб на поверхность.

По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном способе эксплуатации, начинается кристаллиза­ция парафина, который откладывается на стенках подъемных труб. При определенных условиях парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны, ниже приема насоса.

Отложению парафина способствует уменьшение скорости дви­жения жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока жидкости. Скорость движения жидкости при заданной по­даче насоса определяется диаметром труб, и при возможности от­ложения парафина их следует выбирать возможно меньшего диа­метра. Неравномерность потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь интенсивным выделением раство­ренного газа при подходе к устью скважины. В результате непре­рывное движение газожидкостной смеси превращается в последо­вательное перемещение порций жидкости и газа, что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения подобного ре­жима работы подъемника на устье скважины необходимо поддер­живать буферное давление не менее 0,2—0,5 МПа, что достигает­ся установкой штуцера соответствующего диаметра или же пред­определяется режимом работы системы промыслового сбора про­дукции скважин. Как правило, буферное давление при использо­вании герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин составляет 0,3—4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения подачи насоса в тех случаях, когда она превыша­ет дебит скважины, рассчитанный исходя из условий эксплуатации месторождения в целом.

Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода установки из строя, а следовательно, необходимости в под­земном ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической части погружного агрегата.

Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже опреде­ленного уровня. Пробой изоляции происходит мгновенно в резуль­тате механического повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто проникновение жидкости через изоля­цию происходит в месте присоединения кабеля к электродвигате­лю, реже — в результате проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя.

При снижении сопротивления изоляции в результате ее ста­рения ниже определенного предела следует прекратить эксплуата­цию установки, так как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию отдельных элементов электрической цепи, что, в свою очередь, ведет к усложнению и удорожанию ремонта установки.

52

Неисправности в механической части погружных установок мо­гут быть связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызван­ным некачественной сборкой агрегата на скважине перед его спуском — перекосом во фланцевом соединении двигателя с про­тектором, протектора с насосом. В подобных случаях заклинивание обнаруживается при пуске установки. Если заклинивание произошло в результате изнашивания подшипников насоса и про­тектора, то оно происходит после определенного периода эксплуа­тации насоса.

Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на продолжительную работу, которая достигает 12—20 мес при бла­гоприятных условиях эксплуатации и 3—4 мес при неблагоприят­ных — высокой температуре пластовой жидкости, большом содер­жании воды и механических примесей и т. п.

Наиболее частыми причинами снижения или полного прекра­щения подачи жидкости являются следующие:

недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;

недостаточный напор насоса;

дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив жидкости через случайно сломанный штуцер сливного кана­ла и другие дефекты колонны;

засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком, парафином или отложениями солей.

Все перечисленные причины устраняются при проведении под­земного ремонта скважины.

⇐ Предыдущая234567891011Следующая ⇒

Поделиться: