Климатическое исполнение погружного оборудования наземного электрооборудования

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

погружной электрооборудование насос

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.

Климатическое исполнение погружного оборудования наземного

электрооборудования - I ГОСТ 15150-69.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плаcта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.



1.Обоснование темы проекта

1.1 Назначение и технические данные УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У - установка, 2 -вторая модификация, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, К - повышенный коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнения, 6 - группы насосов, 180, 350 - подача м\сут, 1200, 1100 - напор, м.в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы - 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5 а - 103 мм, группы 6 - 114 мм.



1.2 Историческая справка о развитии способа добычи

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.

Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена в Азинмаше В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с электроприводом разрабатывались в предвоенный период А.А.Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговым насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

1.3 Анализ фонда ЭЦН по АО «Сургутнефтегаз»

Таблица 1

Типы насосов и их характеристики

состояние	всего	Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я
		ЭЦН5-20	ЭЦН5-30	ЭЦН5-80	ЭЦН5-125	ЭЦН5М-50	ЭЦН5-250	ЭЦН5А-250	ЭЦН5А-400	ЭЦН5А-500	ЭЦН5А-16	ЭЦН5А-25	Центри-лифт	ODI	ВНН	ЦУНАР	прочие
Спущено в скважину	7769	302	27	1535	843	3891	360	148	73	33	17	6	105	387	42	0	0
В работе	6857	221	25	1372	768	3372	333	139	65	31	8	2	105	375	41	0	0
В простое	912	81	2	163	75	519	27	9	8	2	9	4	0	12	1	0	0

1.4 Анализ фонда скважин

По подаче:

За последние годы было выпущено около 1042 насосов типа ЭЦН, из них :

2,5% - ЭЦН 20

38,9% - ЭЦН 50

15,0% - ЭЦН 80

12,1% - ЭЦН 125

1,7% - ЭЦН 160

7,6% - ЭЦН 200

7,3% - ЭЦН 250

2,5% - ЭЦН 360

11,3% - ЭЦН 500

Таблица 1.1

Типоразмер	Фонд на 1.01.97	Типоразмер	Фонд на 1.01.97
ЭЦН 30	25	ЭЦН 200	76
ЭЦН 50	389	ЭЦН 250	73
ЭЦН 80	150	ЭЦН 360	25
ЭЦН 125	121	ЭЦН 500	113
ЭЦН 160	17	Всего	989

Импортного производства:

Таблица 1.2

Типоразмер	Фонд на 1.01.97	Типоразмер	Фонд на 1.01.97
R - 3	6	RA - 16	1
RC - 5	9	RA - 22	1
RA - 7	5	R - 32	2
R - 9	6	R - 32	10
RC - 12	7	Всего ODI	53
R - 14	6



По напору:

По напору насосы распределились следующим образом:

35,7% - напор 1300 метров

17,8 - напор 1200 метров

напор 1400 метров

напор 1700 метров

напор 900 метров

напор 750 метров

напор 100 метров

В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30.50 кубических метров.

1.5 Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно- направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до 1700 метров.

Динамический уровень:

-самый малый - устье;

-самый большой - > 1000 метров.

Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров. В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.

Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено в таблице 1.3



Таблица 1.3

0-200	201-400	401-800	801-1000	>1000	всего	действ. фонд.
193	152	389	166	115	1015	1115
17,3%	13,6%	34,9%	14,9%	10,3%	91,0%	100%

1.6 Анализ неисправностей ЭЦН

На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные установки.

К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности:

- реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

- двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

- насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.

Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен в таблице 1.4

Таблица 1.4

причины	НГДП
Нет подачи	200
R - 0	1020
Клин	15
Негерметичность НКТ	32
прочие	48
ВСЕГО	1315

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:



Таблица 1.5

№	Причины отказа	1996 г.	1995 г
1	Мехповреждение кабеля	71	69
2	Засорение мехпримесями	162	118
3	Агрессивная среда	1	7
4	Негерметичность НКТ	14	7
5	Несоответствие кривизны	6	27
6	Некачественное глушение	2	2
7	Электроснабжение	3	6
8	Нарушение э/колонны	1	2
9	Некачественный монтаж	29	65
10	Полет ЭЦН	7	1
11	Комплектация несоотв. заявке	26	18
12	Бесконтрольная эксплуатация	39	35
13	ГТМ	17	4
14	Причина не выявлена НГДП	59	53
15	Прочие	91	-
Итого по вине НГДП	528	414
16	Брак ремонта кабеля	7	12
17	Брак ремонта ПЭД	9	8
18	Брак ремонта гидрозащиты	1	4
19	Брак ремонта насоса	1	-
20	Скрытый дефект оборудования	31	13
21	Причина не установлена ЭПУ	3	1
Итого по вине ЭПУ	52	38
НДП + ЭПУ
Спорные
Заводской брак	5	14
Итого отказов	585	466

Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:

Таблица 1.6

Эксплуат. фонд	Действ. фонд	Отказы	Наработка на отказ	Кол-во ремонтов	МРП	Средний дебет	Обводненность
1995	1996	1995	1996	1995	1996	1995	1996	1995	1996	1995	1996	1995	1996	1995	1996
1576	1431	1168	1115	1172	1315	264	266	1226	1224	310	310	114.5	122.6	89,0	90,4

Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом 1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН - 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса - 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты - 10%. Следующая группа обрывов - обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно - 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая группа аварий - это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 - по корпусу гидрозащиты, 1 - по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса.

Основными причинами аварий являются следующие факторы:

1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.

2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН, которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.

3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк подземного оборудования.

4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин.

5.«Спутник».

Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А 2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому

уровню.

2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.

3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.

4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.

5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.

6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин полетов.



2. Технологическая часть

2.1 Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.

Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.

Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150 - 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.

Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и егорасхода.

Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.

Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.

При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150-69.

Модули могут быть поставлены в двух исполнениях: Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 - обычного исполнения;

Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а - повышенной коррозионной стойкости.

Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.

Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в приложении 2.

2.2 Краткий обзор зарубежных схем и установок

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».

Погружные центробежные насосы применяются для добычи нефтепродуктов в ряден стран. Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.

Рассчитаны на работу в скважинах:

- с температурой до 95С;

- содержание мехпримесей не более 0,5г\л;

- сероводорода до 1,25 г\л;

- свободного газа на приеме насоса до 35%.

После определения производительности скважины выбирается насос

соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного

насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита. Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка - гофрированный резиновый подшипник - используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника. Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.

Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря износостойким материалам, намного тверже песка, устойчивым к воздействию агрессивных газовых и химических сред.

Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

- две опорные ступени насоса;

- валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга

образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;

- валы соединяются между собой с помощью зацепления;

- вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую

опору в нижней части и подвергается продольному изгибу;

- в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн) следующих типов ( таблица 1)

Таблица 2

Типы насосов и их характеристики

Тип насоса	Наружный Диаметр, (мм)	Максимальная мощность на валу насоса, КВт	Номинальная подача, м/сут	Допустимое давление на пяту, м.в.ст.
R 3			30-50	3862
RC 5			50-73
RA 7			90-125
R 9			109-133
RC 12	101,6	200	133-186
R 14			150-212
RA 16			186-239
RA 22			239-311
R 32			311-437	2652
R 38			437-570	1676

Двигатель фирмы отличается конструкцией - число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки. В общем. Технические характеристики у двигателей фирмы ODI ниже, чем у отечественных двигателей.

Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов). Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.

При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проблеме защиты от абразии.

2.3 Краткий обзор отечественных схем и установок

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и механической примеси.

Установки выпускаются двух видов - модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели:

- пластовая дикость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

- максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 мм\с;

- водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;

- содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не

более 0,1 г\л, износостойкого не более 0.5 г\л;

- содержание сероводорода для обычного и износостойкого не более

0,01 г\л; корозионостойкого до 1.25 г\л;

- максимальное содержание полученной воды 99%;

- свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями -

сепараторами до 55%;

- максимальная температура добываемой продукции до 90С.

В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами обсадных колонн 121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.

Установка УЭЦ состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования - трансформаторной комилентной подстанции.

Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.

Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.



2.4 Погружной центробежный насос

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких - чугуна типа «нирезист», износостойких колес - их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса - напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля - секции. Модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей- секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется

внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные - 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные - 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250,

1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

Таблица 2.1

Характеристики погружных центробежных насосов

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область	КПД, %	Число ступеней	Масса, кг
	Подача, м3/сут	Напор, м	Подача, м3/сут	Напор, м
ЭЦНИ5-40-850 ЭЦН5-40-1400 ЭЦНИ5-40-950	940 40 1475 860	960-690 25-70 1510-1100 890-650	37,8 38,0 38,0	191 229 174	185 313 170
ЭЦН5-80-850 ЭЦН5-80-1200 ЭЦНИ5-80-1550	850 80 1195 1500	910-490 60-115 1280-695 1520-1100	49,8 48,0	195 273 332	205 286 312
ЭЦН5-130-600 ЭЦН5-130-1200 ЭЦНИ5-130-1200	675 130 1160 1165	100-155 765-500 1320-860 85-160 1300-830	57,0 57,0 40,0	164 282 260	190 318 280
ЭЦНИ5А-100-1350	100 1300	80-180 1360-800	49,0	248	288
ЭЦН5А-160-1100 ЭЦН5А-160-1400	160 1080 160 1400	125-205 1225-710 1520-1100	57,5 50,0	226 275	313 355
ЭЦН5А-250-800 ЭЦН5А-250-1000	250 800 1010	190-330 900-490 190-350 1110-625	59,5 59,5	160 187	375 432
ЭЦН5А360-600 ЭЦН5А-360-700 ЭЦН5А-360-850	570 360 660 850	670-440 290-430 760-500 950-680	59,3	150 162 186	360 386 456
ЭЦН6-100-900 ЭЦНИ6-100-900 ЭЦН6-100-1500 ЭЦНИ6-100-1500	865 100 900 1480 1460	75-145 940-560 75-140 995-610 80-165 1580-780 75-140 1560-950	48,0 51,2 41,1 51,3	125 123 212 192	220 195 335 300
ЭЦН6-160-850 ЭЦНИ6-160-750 ЭЦН6-160-1100 ЭЦНИ6-160-1100 ЭЦН6-160-1450 ЭЦНИ6-160-1450	855 740 160 1150 1060 160 1580 1385	930-750 830-605 130-185 1260-980 1195-875 130-185 1740-1380 1550-1140	56,5 57,0 56,5 57,0 56,5 57,8	125 109 177 158 247 222	198 182 275 242 382 338
ЭЦН6-250-800 ЭЦНИ6-250-800 ЭЦН6-250-1050 ЭЦНи6-250-1050 ЭЦН6-250-1400	785 850 250 1140 1080 1385	200-330 850-550 190-320 920-615 200-330 1230-820 190-320 1175-815 200-330 1490-960	62,0 61,0 62,0 61,0 62,0	125 133 183 170 229	240 238 386 333 424
ЭЦН-6-500-450 ЭЦНИ6-500-450 ЭЦН6-500-750 ЭЦНИ6-500-750	445 500 415 775 750	350-680 530-260 300-600 558-328 350-680 905-455 420-650 860-480	62,5 50,0 62,5 60,0	84 93 143 145	286 250 477 462

Таблица 2.2

Параметры ЭЦН в модульном исполнении

Шифр насосов	Номинальные	Рабочая область	КПД, %	Число ступеней	Мощность, кВт
	Подача, м3/сут	Напор, м	Подача, м3/сут	Напор, м
ЭЦНМ5-50-1300 ЭЦНМК5-50-1300 ЭЦНМ5-50-1700 ЭЦНМК5-50-1700	1360 50 1360 1725 1725	1400-1005 25-70 1400-1005 1780-1275 1780-1275	43,0	264 264 336 336	23 23 28,8 28,8
ЭЦНМ5-80-1200 ЭЦНМК5-80-1200 ЭЦНМ5-80-1400 ЭЦНМК5-80-1400 ЭЦНМ5-80-1550 ЭЦНМК5-80-1550 ЭЦНМ5-80-1800 ЭЦНМК5-80-1800	1235 1235 1425 80 1425 1575 1575 1800 1800	1290-175 1290-675 1490-1155 0-115 1490-1155 1640-855 1640-855 1880-980 1880-980	51,5	269 269 310 310 342 342 392 392	26,7 26,7 30,4 30,4 33,1 33,1 38,4 38,4
ЭЦНМК5-125-1000 ЭЦНМ5-125-1000 ЭЦНМК5-125-1200 ЭЦНМ5-125-1200 ЭЦНМК5-125-1300 ЭЦНМ5-125-1300 ЭЦНМК5-125-1800 ЭЦНМ5-125-1800	1025 1025 1175 125 1175 1290 1290 1770 1770	1135-455 1135-455 1305-525 105-165 1305-525 1440-575 1440-575 1960-785 1960-785	58,5	227 227 261 261 288 288 392 392	29,1 29,1 34,7 34,7 38,1 38,1 51,7 51,7
ЭЦНМ5-200-800 ЭЦНМ5-200-1000 ЭЦНМ5-200-1400	810 200 1010 1410	970-455 150-265 1205-565 1670-785	50	228 283 393	46 54,5 76,2
ЭЦНМ5А-160-1450 ЭЦНМК5А-160-1450 ЭЦНМ5А-160-1600 ЭЦНМК5А-160-1600 ЭЦНМ5А-160-1750 ЭЦНМК5А-160-1750	1440 1440 160 1580 1580 1750 1750	1535-805 1535-905 125-205 1760-1040 1760-1040 1905-1125 1905-1125	61,0	279 279 320 320 346 346	51,3 51,3 56,2 56,2 62,3 62,3
ЭЦНМ5А-250-1000 ЭЦНМК5А-250-1000 ЭЦНМ5А-250-1100 ЭЦНМК5А-250-1100 ЭЦНМ5А-250-1400 ЭЦНМК5А-250-1400 ЭЦНМ5А-250-1700 ЭЦНМК5А-250-1700	1000 1000 1090 250 1090 1385 1385 1685 1685	1140-600 1140-600 1240-650 195-340 1240-650 1575-825 1575-825 1920-1010 1920-1010	61,5	184 184 200 200 254 254 310 310	55,1 55,1 60,1 60,1 76,3 76,3 92,8 92,8
ЭЦНМ5А-400-950 ЭЦНМК5А-400-950 ЭЦНМ5А-400-1250 ЭЦНМК5А-400-1250	965 400 965 1255 1255	1180-826 300-440 1180-826 1540-1080 1540-1080	59,5	236 236 308 308	84,2 84,2 113,9 113,9
ЭЦНМ5А-500-800 ЭЦНМК5А-500-800 ЭЦНМ5А-500-1000 ЭЦНМК5А-500-1000	815 500 815 1000 1000	845-765 430-570 845-765 1035-935 1035-935	54,5	201 201 246 246	100,5 100,5 123,3 123,3
ЭЦНМ6-250-1400 ЭЦНМК6-250-1400 ЭЦНМ6-250-1600 ЭЦНМК6-250-1600	1470 250 1470 1635 1635	1540-935 200-340 1540-935 1705-1035 1705-1035	63,0	233 233 258 258	78,7 78,7 87,5 87,5
ЭЦНМ6-500-1150 ЭЦНМК6-500-1150	500 1150 1150	380-650 1325-650 1325-650	60,0	217 217	127,9 127,9
ЭЦНМ6А-800-1000 ЭЦНМК6А-800-1000	800 970 970	1185-720 1185-720	60,0	206 206	172,7 172,7
ЭЦНМ6А-1000-900 ЭЦНМК6А-1000-900	1000 900 900	850-1200 1040-625 1040-625	60,0	208 208	202,2 202,2

2.5 Погружные электродвигатели

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:

- мехпримесей не более 0.5 г/л;

- свободного газа не более 50%;

- сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких

до 1,25 г/л;

Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.



Таблица 2.3

Характеристики погружных электродвигател

Электродвигатель	Номинальные	КПД, %	cosб	Скорость охлаждения жидкости, м/с	Температура окружающей среды, ° С	Длина, м	Масса, кг
	Мощность, кВт	Напряжение, В	Сила тока, А
ПЭД14-103 ПЭД20-103 ПЭД28-103 ПЭД40-103 ПЭДС55-103	14 20 28 40 55	350 700 850 1000 850	40 29 34,7 40 69	72 73 73 72	0,80 0,78 0,75 0,80 0,75	0,06 0,06 0,085 0,12 0,37	70 70 70 55 70	4,2 5,17 5,5 6,2 5,21	200 275 295 335 500
ПЭД45-117 ПЭД65-117 ПЭД90-117	45 65 90	1400 2000 2000	27,3 27,5 38,7	81 81 81	0,84 0,84 0,83	0,27 0,27 0,4	50 50 60	5,60 7,5 10,8	382 525 750
ПЭД17-123 ПЭД35-123 ПЭД46-123 ПЭД55-123 ПЭД75-123 ПЭД100-123	17 35 46 55 75 100	400 550 700 800 915 950	39,5 55,5 56,5 61,5 73,5 89,5	78 79 79 78 76 80	0,80 0,84 0,85 0,83 0,85 0,85	0,1 0,12 0,2 0,2 0,3 0,35	80 70 80 70 55 60	4,6 5,45 6,73 7,2 8,02 8,02	348 425 528 568 638 638
ПЭД125-138	125	2000	50,5	84	0,85	0,9	50	8,21	800

2.6 Технические характеристика ПЭД

Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы - его герметичность

ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.

Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.

Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на

валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция имеет такие же основные узлы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении 3.

2.7 Гидрозащита электродвигателя

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкостииз одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

2.8 Трансформаторы для УЭЦН

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000В частотой 50 Гц.

Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77. Трансформаторы серии ТМПН. По отдельному заказу выпускаются трансформаторы ТМПЭ/3-УХЛ1 (АО «Трансформатор», Тольятти) и трансформаторы для УЭЦН в «сухом» исполнении (ООО «Привод-ПЭУ», Г.Лысьва).

Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000м на открытом воздухе.

Основные технические характеристики трансформаторов представлены в табл. 2.4



Таблица 2.4

Основные технические характеристики трансформаторов типа ТМПН

2.9 Основные технические данные кабеля

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса

осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

Кабель марок КПБК или КППБПС - в качестве основного кабеля.

Кабель марки КПБП (плоский). Муфта кабельного ввода круглая или плоская.

Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони.

Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.

Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.

Кабель марки КПБК имеет:

Рабочее напряжение В - 3300

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБП имеет:

Рабочее напряжение, В - 2500

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С - пластовой жидкости.

Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.

Таблица 2.5

Основные характеристики кабелей

Кабель	Число х пло- щадь сечения жил, мм2	Максимальные наружные размеры, мм	Номинальная строительная	Расчетная масса, кг/км	Рабочее напря жение, В
	основное	контроль
КРБК 3х10 -- 27,5 1200 1100 1100 3хI6 -- 29,3 1100 1650 - 3х25 -- 32,1 950 2140 - 3х35 -- 34,7 850 2680 - КПБК 3х6 -- 25 850--1950 712 2500 3х10 -- 29 1200--1700 898 - 3х16 -- 32 1100--1900 1125 3300 3х25 -- 35,6 1000--1800 1564 - 3х35 -- 38,3 500 1913 - 3х50 -- 44,0 500 2425 - КПБП 3х6 -- 10,2х27,5 300 и кратн. 796 2500 3х10 -- 13,6х33,8 1200--1700 950 - 3х16 -- 15,бх37,4 1100--1700 1170 - 3х25 -- 15,4х43,0 1000--1800 1615 3300 3х35 -- 18 х48,2 500 2098 - 3х50 -- 19,7х52,3 500 2641 - КФСВ 3х6 -- 10,1 х25,7 100 и кратн. 1123 2500 3х10 -- 11,1х28,1 - 1489 - 3х16 -- 12,3х3I,7 - 1900 3300 3х25 -- 14,5х38,2 - 1500 2440 3х6 2х0,5 10,3х25,7 100 и кратн. 1173 2500 3х10 2х0,5 11,1х28,1 - 1539 - 3хIб 2х0,5 12,Зх3I,7 - 1950 3300 3х25 2х0,5 14,5х38,2 1500 2490 - КФСВК 3х6 -- 22,2 1500 1103 2500 3х10 -- 23,9 - 1420 3300 3х16 -- 26,4 - 1850 3х25 -- 31,1 - 2390 3х6 3х0,5 22,2 1500 1178 2500 3х10 3х0,5 23,9 - 1495 - 3х1б 3х0,5 26,4 - 1925 3300 3х25 3х0,5 31,1 - 2465 -

2.10 Патентная проработка

1. М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №

21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания сред, содержащих механические примеси.

Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а также повышение степени очистки перекачиваемой среды.

Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке,

содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель,

установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше гидроэлеватора, в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной поверхности.

2. О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111, № 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.

Цель изобретения - упрощение технологии запуска.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб.

3. Ю.Г.Вагапов, А.А.Ланкин и др. Авторское свидетельство № 808698,

№ 8, 1981 г., с.4. «Погружной электроцентробежный агрегат».

Изобретение относится к насосостроению и может найти применение в погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для добычи нефти из скважин.

Цель изобретения - обеспечение возможности обратной прокачки жидкости через насос и измерения давления на приеме насоса.

Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту, закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз со штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана, причем груз имеет сквозное отверстие.

4. Л.А.Чернобай, А.М. Романов и др. Авторское свидетельство №

1028893, № 26, 1981 г., с 4. «Погружной центробежный насосный агрегат».

Изобретение относится к гидромашиностроению, более конкретно к конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей, например обводненной нефти, из скважины.

Цель изобретения - повышение долговечности при использовании агрегата для перекачивания обводненной нефти. Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежным агрегате излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми камерами, сообщенными с отверстиями.

5. С.А. Войтко, А.А. Гунин и др. Авторское свидетельство № 1083696,

1981 г., с.3. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к области гидромашиностроения и может быть использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для откачивания жидкости с механическими примесями из скважин.

Цель изобретения - в повышении надежности и уменьшения габаритов установки. Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей установленный на колонне подъемных труб насос, размещенный на выходе последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально открытым клапаном, и обводную трубу, нижний конец которой непосредственно сообщен с выходом насоса, а верхний через обратный клапан - с полостью колонны труб, обводная труба расположена внутри пескоотстойника, а нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и имеет внутреннюю полость, уплотненную относительно полости колонны труб и гидравлически связанную с выходом.

2.11 Обоснование выбранного прототипа

Большое значение имеют погружные центробежные насосы для нефтедобывающей промышленности. Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного для промыслов спуска

НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста и занимает по нормам не более 2-3 часов.

Характерной особенностью погружных центробежных насоса является простота обслуживания, экономичность, относительно большой межремонтный период их работы. Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса, двигателя и гидрозащиты спущен на колонне НКТ в скважину.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Кабель в сборе, обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и колоне НКТ хомутами. Насос погружной, центробежный, модульный, многоступенчатый, вертикального исполнения.

Базовой моделью для моего усовершенствования является УЭЦН 5 50-1300, так как на основании проведенного анализа полетов УЭЦНМ в АО «Сургутнефтегаз» видно, что влияние вибрации в модульных насоса ЭЦН приводит к обрыву болтов во фланцевых соединениях, не только самого верхнего, но и ниже. На основании этого предлагается конструкция противополетного устройства, устанавливаемого на каждое фланцевое соединение насосного агрегата, описанное далее.

2.12 Суть модернизации.

Страховочные муфты предназначены для предотвращения падения установок в скважину при ее расчленении по фланцевому соединению.

Устанавливаются страховочные муфты между модуль-секциями насоса (кроме соединения входной модуль - модель-секция) и между модуль-головкой и модуль секцией. Если применяется противополетная головка.

Монтаж-демонтаж установок производится согласно «Инструкции по монтажу- демонтажу на устье скважин погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти» со следующими дополнениями.

После соединения верхней и нижней секций, приподнять агрегат и установить на фланцевом соединении страховочную муфту в следующей последовательности:

1.Вывинтить стягивающие винты из корпуса муфты для рассоединения двух частей.

2.Установить обе части муфты на фланцевое соединение винтами вниз так, чтобы срезанная плоскими часть муфты находилась под кабелем.

3.Соединить часть муфты винтами при помощи шестигранного ключа, и расклинить винты со стороны разрезанной части, для предотвращения самопроизвольного развинчивания.

Аналогично установить муфту при наличии многосекционного насоса между всеми модулями.

Демонтаж муфты осуществить следующим образом:

1.Сжать плоскогубцами расклиненные концы винтов.

2.Вывинтить винты из корпуса страховочные муфты, разъединить части муфты иснять их.

2.13 Расчет вала ЭЦН

Различают валы прямые, коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение имеют прямые валы. Коленчатые валы применяют в поршневых машинах. Гибкие валы допускают передачу вращения при больших перегибах. По конструкции различают валы и оси гладкие, фанонные или ступенчатые, а так же сплошные и полые.

Образование ступеней на валу связано с закреплением деталей или самого вала в осевом направлении, а также с возможностью монтажа детали при подсадках с натягом. Полые валы изготавливают для уменьшения массы или в тех случаях, когда через вал пропускают другую деталь, подводят масло и пр. Прямые валы изготавливают преимущественно из углеродных и легированных сталей.

Валы рассчитывают на прочность.

Расчет вала на прочность.

Во время работы вал насоса подвергается воздействию крутящего момента, осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки.

Радиальная нагрузка на вал вызывается насосным расположением валов секций насоса и протектора и возможность неточного изготовления шлицевого соединения. Предварительно оценивают средний диаметр вала по внутреннему диаметру шлицев d концентрационных напряжений и изгиба вала:

фкр=Mкр.max=Mкр.max (3.26)

Wр=0,2*d3 вн. (3.27)

где, dвн.=Мкр.max / 0,2*фкр

Максимальный крутящий момент:

Мкрmax=Nmax / w (3.28)

где, N max- приводная мощность двигателя, 13 т;

w= р*n / 30 - угловая скорость, сек;

п-частота вращения электродвигателя, об/мин.

Напряжение на кручение определяем по пределу текучести материала ут.

Допустимое касательное напряжение при кручении принимаем с коэффициентом запаса прочности з=1,5;

ф=[ф]= фт / з = ут / 2з (3.29)

Для вала насоса ЭЦН берем сталь 40ХН с пределом текучести ф=750 Мпа.

Насосное соединение валов и некомпенсированные зазоры создают радиальную нагрузку в 60-130 кг.с, действующую на шлицевой конец вала насоса.

Радиальная нагрузка Р, находится по формуле:

Р1=K[3E*J*?у] / C3 (3.29)

где, К - коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров

и равный 0,45-0,85;

Е - модуль упругости материала вала, Па.

J - момент инерции вала, принимаемый с учетом тела втулки. М;

?у - стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванная неспособнос-

тью в сочленении насоса и протектора, принимается равным 25*10 м;

С - расстояние от центра подшипника до середины муфты, м;

Момент инерции вала:

J=р*d4вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z / 64 (3.30)

где, а - ширина шлицы, м;

D - наружный диаметр шлицев, м;

z - число шлицев.

Радиальная нагрузка на вал Р2, зависящая от неравномерной передачи крутящего момента шлицами малы и ею можно пренебречь.

Пять работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где

Рокр.=2*Мкр.max / dср. (3.31)

где, D - средний диаметр шлицев.

Р2=0,2*Рокр. (3.32)

Изгибающий момент на шлицевом конце вала:

Мизгб.max=(Р1+Р2)*b (3.33)

где, b-расстояние от середины муфты или от точки приложения силы Р

до проточки под стопорное кольцо, м.

Мизг. min.=(Р1-Р2)*b.

Зная момент изгиба и момент кручения, можно определить напряжение изгиба и кручения в опасном сечении вала (под проточку на стопорное кольцо).

уизг.max=Мизг.max / Wx (3.34)

Wх=р*d4кр. / 32*D (3.35)

где, Wх- момент сопротивления в месте проточки под стопорное кольцо, м;

dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное кольцо, м;

уизгб.min=Мизг.min / Wx (3.36)

Напряжение кручения

фкр.=Мкр.max / Wp (3.37)

Wр=2*Wx - полярный момент сопротивления вала в месте проточки под стопорное кольцо;

Эквивалентное напряжение находим по четвертной прочности:

уэкв.=vу2изг.max+3ф2 (3.38)

По этой величине и пределу текучести материала вала устанавливается запаспрочности с учетом статистических нагрузок:

п=ут / уэкв ?1,3 (3.39)

Исходные данные:

Приводная мощность двигателя N = 2000Вт. Частота оборотов двигателя п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала у=750 МПа. Модуль упругости материала вала У=20*10 МПа. По данной методике произведем расчет с цифровыми значениями:

Момент инерции вала:

J= р*d4вн.+ а (D-dвн) * (D +dвн)2*z / 64

J= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 - 0,012)*(0,017+0,012) 2*6 / 64

J=2,3*10-10 м;

Нагрузка создаваемая работающими шлицами:

Р2=0,2*Рокр.

Р2=0,2* Mкр.max / dср