Перед спуском УШВН, согласно плану работ, производится спуск хвостовика (3-5 НКТ). Порядок монтажа и спуска дополнительного оборудования - согласно «Технологическому регламенту на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных УСШН».

После этого необходимо установить якорь или противоотворотное устройство. Перед спуском якорь ставится в транспортное положение поворотом подвижной части якоря по часовой стрелке.

При подъеме подвижной части верх плашки не должен выдвигаться, в противном случае якорь меняют.

Статор спускается на 2,5” НКТ с обязательным замером, шаблонировкой и смазкой резьбовых соединений на заданную глубину.

ВНИМАНИЕ: спуск статора производить с зафиксированным крюкоблоком во избежание проворота подвески НКТ и посадки на якорь.

После спуска статора на заданную глубину производится посадка якоря в следующем порядке:

· допустить последнюю замеренную НКТ;

· навернуть НКТ и спустить в скважину не менее 2 метров;

· НКТ поднять с таким расчетом, чтобы посадить муфту нижней НКТ на элеватор ЭХЛ-73, установленный на крестовине трубной головки.

Обратить особое внимание: муфта должна быть поднята выше крестовины трубной головки не более высоты элеватора;

· ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ 3-5 оборотов по часовой стрелке ( крюкоблок снять с фиксатора);

· посадить подвеску НКТ на элеватор ЭХЛ-73, отвернуть НКТ;

· навернуть планшайбу (патрубок на планшайбе должен быть около 200 мм) на подвеску НКТ;

· поднять подвеску НКТ на 0,5-1 см и снять элеватор ЭХЛ;

· разгрузить НКТ на якорь. При посадке планшайбы разгрузка должна быть не менее 70-80 % от веса подвески НКТ.

Примечание: Если разгрузка меньше- приподнять подвеску НКТ от первоначальной высоты ( до начала разгрузки) на 5-10 см ( необходимо смотреть по обстановке) и снова разгрузить, и делать так до тех пор, пока разгрузка на якорь не достигнет 70-80%

Если якорь не садится:

· отвернуть планшайбу;

· навернуть НКТ 2,5” и медленно опустить НКТ до разгрузки НКТ на якорь на 70-80%;

· на уровне фланца крестовины трубной головки сделать отметку на НКТ;

· приподнять НКТ до выхода муфты нижней НКТ из скважины и снова посадить на якорь 2-3 раза;

· если разгрузка происходит в одном месте - поднять навернутую НКТ, отвернуть и замерить от ниппеля до отметки;

· патрубками 2,5”набрать замеренную длину за вычетом длины патрубка под планшайбой;

· посадить планшайбу - в этом случае разгрузка на якорь должна быть 70-80% от веса НКТ.

Установка противоотворотного устройства.

После спуска статора с противоотворотным устройством на заданную глубину:

Навернуть планшайбу без центральной задвижки и длинным подъемным патрубком (можно целую НКТ) и опускать ее на крестовину трубной головки, не допуская 1-2 см;

ключом «Oil Country» произвести вращение подвески НКТ по часовой стрелке на пониженной передаче до появления пружины на НКТ (нагрузка на ключ должна резко расти);

не снимая ключа «Oil Country» посадить планшайбу на крестовину трубной головки, обратив особое внимание на правильность посадки по шпилькам;

после посадки и закрепления планшайбы устанавливается центральная задвижка с тройником, производится спуск ротора. К ротору специальными ключами приворачивается полуштанга на приемных мостках. Перед спуском в скважину ротор обильно смазывается по всей длине. Ротор спускается в скважину и устанавливается на специальный элеватор, после чего полуштанга отворачивается.

ВНИМАНИЕ: не устанавливать укороченную штангу вблизи ротора.

Ротор спускается на колонне штанг с установкой необходимого количества центраторов согласно плану работ. При свинчивании штанг обязательно производить докрепление штанг специальными ударными ключами.

В том случае, если при посадке якоря статор был не на заданной глубине, рассмотрим два варианта:

при спуске статора на большую глубину. Между ротором и намечаемой подвеской штанг установить дополнительные штанги, длиной, равной заглублению от планируемой глубины спуска. На каждой дополнительно спущенной штанге установить центраторы;

при спуске статора на меньшую глубину. Из нижней части подвески штанг уменьшают необходимое их количество.

После полного спуска ротора в скважину ( перед вводом ротора в статор) необходимо записать вес колонны штанг. Затем медленно спустить ротор в статор, при этом штанговая колонна возможно, будет вращаться по часовой стрелке. Когда ротор коснется упорного стержня и спуск остановится, напротив верхнего фланца тройника фонтанной елки нанести отметку «нулевой вес штанг». Затем повторить разгрузку колоны штанг, проверив правильность посадки ротора ( отметка должна остаться напротив фланца тройника); Подгонка полированного штока производится с таким расчетом, чтобы учесть:

· вытяжку штанг от собственного веса - ( Z ),

· вытяжку от динамического уровня - (Z₃),

· приподъем ротора от упорного стержня до резины статора - (Z₂),

При этом полированный шток должен быть над верхним оборудованием на 20-60 см.

Дальнейшая подгонка полированного штока производится следующим образом:

· Медленно поднять штанги до «отрыва» ротора с опорного фланца до достижения веса колонны штанг по показаниям ГИВ-6 (вес штанг был зафиксирован перед посадкой (спуском) ротора в статор). Расстояние между отметками «нулевой вес штанг» и сделанной отметкой (Z) - вытяжка штанг;

· поднять и отвернуть штангу с отметками и замерить длину штанги до отметки «нулевой вес» - (Z₄);

из данных паспорта на УШВН определить расстояние между упорным стержнем и резиной статора -( Z₂ ) ( для установок фирмы «Гриффин» оно примерно равно 20 см);

по приведенной ниже таблицы определить вытяжку от динамического уровня - (Z₃) (величина динамического уровня приведена в плане работ на ремонт скважины );

Таблица 1. Удлинение штанг

Производим подбор длины штанг по формуле:

X_{1 =} 0,2 м + D+Z_{4 -}( Z₁ + Z₂ +Z₃ ) - Ln

X_{2 =} 0,6 м +D+Z_4-- ( Z₁ + Z₂ +Z₃) - Ln

где

D - высота наземной установки ( 1,2 м )

Ln - длина полированного штока

Если значения X₁ и X₂ будут отрицательными ( со знаком « - » ), необходимо убрать нижнюю штангу и повторить замер - Z₄;

Если значения X₁ и X₂ будут иметь разные знаки - полуштанги не добавляются.

Итоговое значение длины набранных штанг - X должно быть между значениями X ₁ и X _2;

расчет точки установки шестиболтового штока от верхнего края полированного штока (S) определяется по формуле:

S = Ln+ ( Z₁+Z₂+Z₃ ) - D - Z₄

Если значение X₁ и X₂ имеют разные знаки, то X = 0;

После произведенных расчетов установить полуштанги и произвести монтаж верхнего устьевого привода.

Установка устьевого привода

Монтаж устьевого привода производит бригада ПРС ( КРС).

· После завоза верхнего оборудования ШВН на куст вызывается электрик для проверки правильности вращения электродвигателя.

· Проверить ответный фланец.

· Провести полированный шток через привод и сальник.

· Навернуть муфту штока.

· Установить шестиболтовый зажим привода вращения на полированном штоке между приводом и крышкой сальника согласно расчету - S.

· Медленно поднять привод, создавая поддержку полированному штоку у верхней части привода до тех пор, пока весь узел не примет положение, близкое к вертикальному.

· Соединить полированный шток с колонной насосных штанг.

· Опустить привод в сборе и соединить с фланцем тройника.

· Штоковая муфта может быть оставлена в качестве защиты резьбы от коррозии.

· Выступающий конец полированного штока представляет опасность! Он никогда не должен превышать 60 см за пределы зажима (хомута) привода. Не оставлять укороченную штангу прикрепленной к полированному штоку.

· Протянуть все болты перед пуском привода.

Запуск и вывод на режим

Для запуска УШВН бригада ПРС (КРС) вызывает представителей ЦДНГ не менее чем за 2 часа до окончания монтажа наземного привода.

После монтажа наземного привода и подгонки колонны штанг производятся подготовительные работы. Оператор ЦДНГ обязан:

· ознакомиться с эксплуатационным паспортом;

· проверить натяжение ремней (если передача ременная ) и соосность приводов;

· опрессовать сальниковую коробку консистентной смазкой;

· проверить уровень масла в редукторе;

· проверить соответствие рабочему положению запорных арматур на устье скважины и в ГЗУ;

· на выкиде и в затрубном пространстве установить манометры;

· отбить статический уровень.

После проведения подготовительных работ производится опрессовка сальникового ввода включением УШВН на закрытую задвижку до давления, указанного в технической характеристике наземного оборудования УШВН. В случае установки мембранного (разрывного) клапана опрессовка производится на Р _лин.

Если наземное оборудование герметично, то установку оставляют в работе. Если обнаруживается утечка, то установку отключают и запускают после достижения герметизации. Система «насос-НКТ» считается герметичной, если темп падения давления не превышает 5 кгс/см² за 1 минуту.

После первоначального запуска до появления подачи устанавливать УШВН запрещается, во избежание отворота штанг.

Электрик, после запуска, замеряет ток нагрузки, с последующей записью в эксплуатационном паспорте.

Нормальная откачка уровня жидкости в затрубном пространстве определяется по таблице, по которой выбирается периодичность отбивки динамического уровня в зависимости от типоразмера УШВН и числа оборотов полированного штока.

После запуска динамический уровень отбивается не позже Т_отк (время откачки предельного уровня ):

Т _отк = ( L_спн - ( 200+Н_ст )) / V,

где:

L_спн - глубина спуска насоса, м;

Н_ст - статический уровень, м;

V - скорость откачки уровня, м/с.

Затем отбивается через каждые 30 мин. не менее 3-х раз. Скважина считается выведенной на режим, если в течение 1,5 часа динамический уровень не изменяется. При снижении динамического уровня ниже предельных значений ( Lспн - 200 м ) установка отключается на приток. Повторное включение производится при достижении уровня уровня 500-600 м от устья скважины.

При выводе на режим контролируются следующие параметры:

· Р_б - буферное давление;

· Р_л - линейное давление;

· Р_з - затрубное давление;

· J - токовая нагрузка.

Дебит скважины и токовая нагрузка замеряются сразу после вызова подачи, при максимальном снижении Н_дин и после вывода на режим. В период откачки жидкости глушения производится отбор проб на КЧВ. Повторный отбор проб на КЧВ производится через 2 суток после вывода на режим; в процессе дальнейшей эксплуатации - 1 раз в полугодие.

Анализ проб на КЧВ производит ЦНИПР. Результаты сообщаются в ЦДНГ в установленном порядке.

Все данные запуска и вывода на режим, а также обводненность, заносятся в эксплуатационный паспорт. Мастер добычи проверяет качество вывода на режим, заполнение эксплуатационного паспорта.

В случае, когда УШВН работает в режиме срыва подачи, необходимо ее отключить и произвести замену шкива на другой типоразмер.

Таблица 2. Скорость откачки жидкости в трубном пространстве

Эксплуатация и обслуживание скважин с УШВН

Все данные по скважинам: даты запусков и остановок, причины остановок, сведения о подземных ремонтах, режимах работы, изменение диаметра шкива, исследовании скважин заносятся в журнал замеров.

Таблица 3. Периодичность контроля и замера параметров следующая:

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется не реже 1 раза в три дня оператором по добыче нефти.

При осмотре наземного привода оператор ЦДНГ должен:

· проверить наличие вибрации;

· определить наличие необычных шумов и их источник;

· устранить утечки через сальниковое уплотнение и арматуру;

· проверить наличие масла в редукторе.

Замена масла в редукторе осуществляется через каждые шесть месяцев работы.

Замена уплотнений в сальниковой коробке осуществляется через каждые шесть месяцев работы персоналом ЦДНГ. Смазка осуществляется ежедневно в течение недели после запуска, затем 1 раз в месяц.

Токовая нагрузка замеряется силами энергетической службы не реже одного раза в месяц.

Технологическая служба ЦДНГ осуществляет контроль за работой УШВН и ежемесячно проводит анализ работы.

Насосы, отработавшие менее 60 суток, подлежат комиссионному разбору.

Смена приводных шкивов

Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения -

§ обычное

§ коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки

§ при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87,

§ при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87,

где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели технической и энергетической эффективности приведены в табл. 4. Номинальные значения к.п.д. установки соответствуют работе на воде.

Таблица 4

Показатели назначения по перекачиваемым средам 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 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 универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

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.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

§ для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

§ для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

§ для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.

Максимальная плотность водонефтяной смеси указана в табл. 1. Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата (см. табл. 1) соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м³.

Масса насоса и насосного агрегата и габаритные размеры насоса и насосного агрегата приведены в табл. 5.

Таблица 5

Рис. 2

Примечание. Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м³/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м³сут - 148,3 и 140,5 мм.

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из

§ погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,

§ наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Насос - погружной центробежный модульный.

Обратный клапан 1 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.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от 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, указанный в табл. 5.

Рис. 3

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

При этом установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ1.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

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.

Комплектность установок приведена в табл. (см. приложение 1). Погружной центробежный модульный насос (в дальнейшем именуемый «насос») - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов (рис. 3). Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл., приложение 1).

Рис. 4. Газосепаратор:

1 - головка; 2 - втулка радиального подшипника; 3 - вал: 4 - сепаратор; 5 - направляющие аппараты: 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; ^ - основание

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис..4). 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.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции н входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5м), унифицированы по длине. Валы модулей-секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготовляют из калиброванной коррозионно-стойкой высокопрочной стали марки ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной 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.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80.

Модуль-головка насосов группы 6 имеет два исполнения: с резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ'633 - 80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут. с резьбой 89 - более 800 м³сут.

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. 4. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами-клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

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.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбированными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой краски на гайках и болтах (шпильках) фланцевых соединений.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633 - 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Таблица 6

Примечание. Номер секции обозначает длину корпуса в м.

Таблица 7

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.

В табл. 7 указаны длины поясов для крепления кабеля к различным видам оборудования. Пояс является изделием одноразового использования.

ПОГРУЖНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Двигатели 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 и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

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.

Рис. 5. Электродвигатель односекционный:

1 - крышка: 2 - головка; 3 - пята: 4 - подпятник; 5 - пробка: 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 - статор; 10 - магнит; 11 - фильтр; I2 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус: 17, 18 - пробка

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению - от минус 5% ДО плюс 10%; по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 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).

Типы, номинальные параметры двигателей приведены в табл. 8, а номинальные параметры электродвигателей - в табл. 9.

Пуск, управление работой двигателями 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.

Таблица 8

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °С, а остальных электродвигателей - 160 °С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 5) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.

Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры.

Таблица 9

Ротор короткозамкнутый, многосекцпонный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высоко-прочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой - пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-З предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-З состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде цилиндрического герметичного контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

Техническая характеристика термоманометрической системы приведена ниже.

Таблица 10

ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ