Презентация на тему Конструкция установок погружных центробежных электронасосов

жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
максимальная

кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм2/с;
водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;
максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
максимальное содержание попутной воды - 99%;
максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам, принятой в НГДУ;
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.

Внимание. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического

описания на модуль-секции и двигатели;

Максимальный диаметр установки зависит от типоразмера используемого погружного двигателя и может отличаться от приведенных в таблице в большую сторону. Например, установка УЭЦНМ5 с ПЭД-103-В5 имеет диаметр 116,4 мм, с ПЭД-117-ЛВ5 - 119,6 мм.

2) максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2 на 10 м;

3) максимальное давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2;

4) отклонение ствола скважины от вертикали в зоне установки - не более 40;

5) интенсивность изменения кривизны ствола скважины в зоне подвески установки - 3 мин. на 10 м;

погружной насосный агрегат;
кабельная линия в сборе 6;
наземное

электрооборудование 5 - трансформа- маторная комплектная подстанция (индивидуаль-ная КТППН или кустовая КТППНКС);
монтажа на скважине.
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.
Насосный агрегат состоит из:
погружного центробежного насоса 7
двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой).
Насосный агрегат спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насо-су и насосно-компрессорным трубам металличес-кими поясами 3, входящими в состав насоса.

- многоступенчатый вертикального исполнения.
Насос состоит из входного модуля 3,

модуля-секции 2 (модулей-секций), модуля-головки 1, обратного и спускного клапанов.
Внимание. Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.
Обратный клапан 1(рис. 1) предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Спускной клапан 2 (рис. 1) служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ, а спускной (сбивной) клапан - на третьей НКТ (2.5“) выше установки.

стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного

клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указано в табл. 1. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Погружной насос фирмы Centrilift A Baker Hughes Incorporated

насоса 3 - 3365 мм; модуль насоса 4 -

4365 мм; модуль насоса 5 - 5365 мм.
В последние годы ОАО «АЛНАС» постоянно совершенствует конструкции насосов.
Все типы насосов могут быть выполненными:
с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение);
износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД);
с приемной сеткой и ловильной головкой на секции.

Табл. 1

К. п. д., K. п. д. Макси-

Рабочая часть
нальная наль- ность, % насоса, мальная характеристики
Установки подача, ный кВт % плотность
м3/сут напор, водонефтя- подача, напор, м ной смеси, м3/сут м
кг/м3
УЭЦНМ5-50-1300 50 1360 23 33,5 43 1400 25 - 70 1400 - 1005
УЭЦНМК5-50-1300 1360 23 33,5 1400 1400 - 1005
УЭЦНМ5-50-1700 1725 28,8 34 1340 1780 - 1275
УЭЦНМ5-80-1200 80 1235 26,7 42 51,5 1400 60 - 115 1290 - 675
УЭЦНМК5-80-1200 1235 26,7 42 1400 1290 - 675
УЭЦНМ5-80-1400 1425 30,4 42,5 1400 1490 - 1155
УЭЦНМ5-80-1550 1575 33,1 42,5 1400 1640 - 855
УЭЦНМ5-80-1800 1800 38,4 42,5 1360 1880 - 980
УЭЦНМ5-125-1000 125 1025 29,1 50 58,5 1240 105 - 165 1135 - 455
УЭЦНМ5-125-1200 1175 34,7 48 1400 1305 - 525
УЭЦНМ5-125-1300 1290 38,1 48 1390 1440 - 575
УЭЦН M5-125-1800 1770 51,7 48,5 1400 1960 - 785
УЭЦНМ5-200-800 200 810 46 40 50 1180 150 - 265 970 - 455
УЭЦНМ5-200-1000 1010 54,5 42 1320 1205 - 565
УЭЦНМ5-200-1400 1410 76,2 42 1350 1670 - 785
УЭЦНМ5А-160-1450 160 1440 51,3 51 61 1400 125 - 205 1535 - 805
УЭЦНМК5А-160-1450 1440 51,3 51 1400 1535 - 905
УЭЦНM5A-160-1600 1580 56,2 51 1300 1760 - 1040
УЭЦНМ5А-160-1750 1750 62,3 51 1300 1905 - 1125
УЭЦНMK5A-160-1750 1750 62,3 51 1400 1905 - 1125
УЭЦНM5A-250-1000 250 1000 55,1 51,5 61,5 1320 195 - 340 1140 - 600
УЭЦНМ5А-250-1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 - 650
УЭЦНМК5А-250-1100 1090 60,1 51,5 1210 1240 - 650

55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного

модуля, к насосу подключают модуль - газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем -секцией.
Наиболее известны две конструкции газосепараторов:
газосепараторы с противотоком;
центробежные или роторные газосепараторы.
Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.
В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.

1-головка; 2-втулка радиального подшипника; 3- вал; 4- сепаратор; 5-нап- равляющие аппараты; 6-рабочие колеса; 7-корпус; 8-шнек; 9-основание.

создавать в насосе газовую пробку, что приводит к скачкам

давления и выходу насоса из строя.

Современные центробежные сепараторы обеспечивают эффективное отделение до 90% несвязанного газа прежде, чем он достигнет насосного блока, что снижает кавитацию в насосе и колебания нагрузки электродвигателя.

Газосепаратор фирмы Centrilift
A Baker Hughes Company

Пар не смазывает подшипники в достаточной степени.

КПД насоса снижается

Если приходится сепарировать газ, то общий КПД лифта скважины уменьшается, поскольку наличие газа существенно повышает КПД НКТ.

трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в

нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц.
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:
механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;
сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л;
свободный газ (по объему) - не более 50%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

1 - крышка; 2 - головка; 3 - пята; 4 - подпятник; 5 - пробка; 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 - статор; 10 - магнит; 11- фильтр; 12 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус; 17,18 - пробка.

электродвигателей (верхний, средний и нижний мощностью от 63 до

360 кВт) и протектор. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом и корпуса.
Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей:
для электродвигателей с диамет-ром корпуса 103 мм -170 °С, остальных электродвигателей - 160 °С.

Токоввод - это изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечни-ками. В нижней части корпуса электродвигателя расположены пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла

во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:
открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и
закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений.

Рис. 5. Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов: А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1- головка; 2- верхний ниппель; 3- корпус; 4- средний ниппель; 5- нижний ниппель; 6- основание; 7 - вал; 8 -торцовое уплотнение; 9- соединительная трубка; 10 - диафрагма.

принята гидрозащита открытого типа. Ее принцип действия требует применения

специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.
Верхняя камера А, рис. 5, заполнена барьерной жидкостью, нижняя Б - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.
Основные характеристики гидрозащит представлены в таблице. В последние годы ОАО “АЛНАС” освоил и выпускает новые марки гидрозащит - МГ-51 и МГ - 54.

приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С

- секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное); 125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.
В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).
В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).
Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.
Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.
Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с

двигателями серии ПЭД (в том числе со встроенной термоманометрической системой) мощностью 14 - 100 кВт и напряжением до 2300 В переменного тока.
В шифре устройства ШГС5805-49АЗУ1 приняты следующие обозначения:
ШГС5805 - обозначение серии (класс, группа, порядковый номер устройства);
4 - номинальный ток силовой цепи до 250 А;
9 - напряжение силовой цепи до 2300 В;
А - модификация для наружной установки (Б - для встраивания в КТППН, Т - с термоманометрической системой);
3 - напряжение цепи управления 380 В;
У - климатическое исполнение для умеренного климата (ХЛ - для холодного климата);
1 - категория размещения для наружной установки (3.1 - для встраивания в КТППН).

Устройства ШГС5805 по функциональному назначению являются станциями управления. Начиная с 1999 г. ОАО «АЛНАС» выпускает УЭЦНМ, комплектуемые новыми станциями управления - СУА, которые прошли промышленные испытания более, чем в 15 НГДУ. Новые станции СУА снабжены более совершенной термоманометрической системой - СКАД-2.

электродвигателя насосной установки.
2. Работу электродвигателя установки в “ручном” и

“автоматическом”режимах. При этом в “автоматическом” режиме обеспечивается:
автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания;
автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;
возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения;
возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя;
блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении;
автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени при появлении от термоманометрической системы сигнала на включение при достижении средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному максимальному значению.
3. Управление установкой с диспетчерского пункта.
4. Управление установкой от программного устройства.
5. Управление установкой в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

измерения:
1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжением

380 В.
2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока.
3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с.
4. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы “погружной электродвигатель - кабель” с уставкой сопротивления 30 кОм на отключение без выдержки времени.
5. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения.
6. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки (кроме ШГС5805-49БЗХЛ3.1), при этом лампа в светильнике должна быть 40 или 60 Вт.
7. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя (только для UirC5805-49T3VI ).
8. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению (только для ШГС5805-49ТЗУ1).
9. Индикацию текущего значения давления среды, окружающей электродвигатель (только для UirC5805-49T3VI).
10. Индикацию числа отключений установки.

скважины, оборудованной ПЦЭН

центробежного насоса на кабель-канате:
1 - шлипсовый пакер; 2 -

приемная сетка; 3 - клапан; 4 - посадочные кольца; 5 - обратный клапан, 6 - насос; 7 - ПЭД; 8 - штекер; 9 - гайка; 10 - кабель; 11 - оплетка кабеля; 12 - отверс

Рис. 11.2. Типичная характеристика погружного центробежного насоса

погружного центробежного насоса ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате:

Н - напорная характеристика; N - потребляемая мощность; η - коэффициент полезного действия

подвески насоса определяется:
1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине

Нд при отборе заданного количества жидкости;
2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;
3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;
4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;
5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор.
Таким образом, можно записать

- дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и

bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт

ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика

скважины

Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:
1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом “газлифтного эффекта”

характеристики скважины (1) с Н(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3

- линия к. п. д.

характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

c помощью кривых распределения давления
Рис. 11.10. Определение глубины подвески

ПЦЭН и условий его работы с помощью построения кривых распределения давления: 1 - Р(х) - построенная от точки Рс; 2 - β(х) - кривая распределения газосодержания; 3 - Р(х), построенная от точки Ру; ΔР - перепад давлений, развиваемый ПЦЭН

ОАО "АЛНАС"

(нижняя часть)
Фрагмент протектора МГ52

(верхняя часть)

Гидрозащита ОАО "АЛНАС"

газосодержанием.
Газосепаратор устанавливается между входным модулем и насосной модуль –

секцией.
Принцип действия сепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа в затрубное пространство. При этом исключаются образование газовых пробок и кавитация, благодаря чему обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки. При большом газовым факторе хорошо себя зарекомендовали газосепараторы, работающие в тамдеме. Газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса.

Газосепаратор

скважинных штанговых насосов:
а - невставной насос с штоком типа

НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2;
1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

для штанговых глубинных насосов

а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43,

55 и 68 мм); б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); 1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус

клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего

клапана: 1- 3 - см. рис. 10.4; 4 - корпус ловителя; 5 - ловитель

и соединительная муфта

устья скважины для штанговой насосной установки:
1 - колонный фланец;

2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника,
7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка

сальникового штока

и коэффициент подачи

и коэффициент подачи
На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и

переменные факторы.
К постоянным факторам можно отнести:
влияние свободного газа в откачиваемой смеси;
уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;
уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:
утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;
утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;
подвергаются переменным нагрузкам

скважины
3 – поверхностный насос
4 – сопло струйного насоса
5 –

пласт
6 – сепаратор
7 - дебитомер жидкости
8 – манометр
9 – расходомер
10 – вентиль
11 – байпасная линия
12 – задвижка
13 – манометр устьевой
14 – пакер
15 – выкидная линия
16 - влагомер

Схема обвязки и оборудование при эксплуатации скважины струйным насосом по затрубному пространству

колонна
3 – поверхностный насос
4 – сопло струйного насоса
5 –

пласт
8 – манометр
20 – внешний ряд НКТ
18 – уровнемер
19 – манометр
17 – колонна НКТ

Технологическая схема при эксплуатации скважины струйным насосом с помощью двух рядов труб НКТ

насосами
нет подъёма жидкости по эксплуатационной колонне и связанных

с этим осложнений;
контроль динамического уровня в процессе эксплуатации;
замена ненадёжных и дорогостоящих плунжерных насосов высокого давления многоступенчатыми центробежными насосами;
технология позволяет эксплуатировать без установки силовой наземной станции проблемные скважины, разбросанные по площади месторождения, при подаче в сопло гидроструйного насоса воды из системы ППД;
возможен вариант гидроструйной эксплуатации при нагнетании в эжектор сеноманской воды установкой ЭЦН из бездействующей скважины куста

подъема газированной жидкости из скважин (патент СССР №1825544, 1988г.):

1 - НКТ;
2 - ЭЦН;
3 - нагнетательная линия ЭЦН;
4, 5, 6, 7 - сопло, приемная камера, камера смешения, диффузор струйного аппарата, соответственно;
8 - газосепаратор;
9 - приемная сетка;
10 - отверстия для сброса газа;
11 - входная линия ЭЦН;
12 - обратный клапан;
13 - ПЭД;
14 - кабель;
15 - эксплуатационная колонна.

Технологическая схема при эксплуатации скважины насосно-эжекторной установкой