4.38. Схема уэцн

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. Например, у скважинных штанговых насосов, у которых связь привода станка-качалки со скважинным насосом осуществляется посредством длинной колонны штанг, полезная мощность насоса ограничена приблизительно 40 кВт при обсадной колонне диаметром 168 мм и напоре насоса 1000 м. У скважинного центробежного насоса полезная мощность при этих условиях превышает 100 кВт.

Скважинные центробежные насосы при напоре 1915 м обеспечивают отбор жидкости до 125 м³/сут из скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб 130 мм; при напоре 550м — 900 м³/сут из скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб 148,3 мм.

При средних и больших отборах жидкости (100...500 м³/сут и более) центробежные насосы — наиболее экономичный и наименее трудоемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Монтаж оборудования также упрощается, так как для относительно легких станций и трансформатора не требуется фундамент. Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии в среднем 260…320 сут.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99%, механических примесей по массе не более 0,01%, с температурой не более 90°С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей по массе до 0.05%.

Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 4.55.) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 7.5 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускается на колонне насосно-компрессорных труб. К погружному электродвигателю электроэнергия подводится по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящему затем в плоский кабель.

Рис. 4.55. Установка скважинного

центробежного насоса

Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116... 142,5мм, длины агрегатов - более 25м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения. Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата - погружной, маслонаполненный, герметичный. Дня предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора 1. присоединяемого к нижней части электродвигателя (рис. 4.55).

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливается обратный клапан и еще через одну трубу - спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима. К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спускоподъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата - секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя - фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена давильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб Конструкция головки позволяет производить ловильные работы насосного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переводника в резьбовой части ловильной головки.

Насосный агрегат с насосно-компрессорными трубами и кабелем подвешивается на оборудовании устья скважины, которое обеспечивает герметизацию кабеля и насосно-компрессорных труб, а также отвод жидкости и газа.

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН), эксплуатирующиеся в скважинах с различными внутренними диаметрами обсадных колонн, имеют следующие обозначения: УЭЦН5 - эксплуатируются в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм; УЭЦН5А - не менее 130 мм: УЭЦН6 - менее 144.3 мм; УЭЦН6А- не менее 148,3 мм. В обозначениях: буква «У» - установка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации установки); «Э» - с приводом от электродвигателя; «Ц» - центробежный насос; «Н» - нефтяной; следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу; число после тире - номинальную подачу, м³/сут; последнее число - напор, м, при номинальной подаче.

Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» опускается. Например, скважинный центробежный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, с подачей 130 м³/сут и напором 1200м обозначается 2ЭЦН5-130-12ОО.

В обозначении установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква «И», а с насосами повышенной коррозионностойкости - буква «К», например, УЭЦНИ5, УЭЦНК5.

Погружные электродвигатели обозначаются ПЭД, а в случае секционного исполнения ПЭДС, где буквы «П» - погружной, «ЭД» - электродвигатель, «С» - секционный. Первое число после буквенного обозначения - номинальная мощность электродвигателя, кВт; второе число - наружный диаметр корпуса электродвигателя, мм; следующая буква - обозначение модернизации электродвигателя; последние буква и цифра - изготовление электродвигателей в климатическом исполнении «В» категории 5. Например, погружной электродвигатель секционный мощностью 90кВт, с диаметром корпуса 117мм, модернизации «А», исполнения «В» по 5-й категории размещения обозначается ПЭДС 90-117АВ5.

Гидрозащита обозначается, например, 1Г51, где 1 - номер модификации, «Г» - гидрозащита; 5 - для обсадной колонны с внутренним диаметром не менее 121,7 мм; 1 - номер разработки.

Кабели для установок скважинных центробежных насосов имеют обозначения: КПБК - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый; КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский; КППБПС - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский на всю строительную длину. Например, КПБК 3х16 - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый, трехжильный, с площадью сечения жилы 16 мм².

Трансформаторы обозначаются, например, ТМПН 100/3-73У1, где «Т» - трехфазный; «М» - естественная циркуляция масла и воздуха; «ПН» - для скважинных нефтяных насосов; 100 - номинальная мощность, кВ-А; 3 - класс напряжения обмотки ВН; 73 - год разработки; У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Тип станции управления обозначается, например, ШГС5804-49АЗУ1, где «Ш» - шкаф, «Г» - отрасль применения (горнодобывающая и нефтяная промышленности), «С» - обозначение завода-изготовителя; 5 - класс; 8 - группа; 04 - порядковый номер; 4 - номинальный ток силовой цепи (4 - до 250 А, 5 - до 400 А); 9 - напряжение силовой цепи (до 2300 В); А - модернизация: 3 - напряжение цепи управления (380 В); У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

Станция управления другого типа обозначается, например, КУПНА79-29А2У1, где «КУПНА» - комплектное устройство управления скважинным насосным агрегатом; 79 - год разработки; 2 - номинальный ток силовой цепи (2 - до 100 А, 3 - до 160 А. 4 - до 250 А); 9 - напряжение силовой цепи (до 3000 В); А - модификация; 2 - напряжение цепи управления (220 В); У1 - климатическое исполнение и категория размещения.

4.39. Устьевое оборудование УЭЦН

Оборудование устья скважины предназначено для подвешивания колонны насосно-компрессорных труб, отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увеличении его давления. Кроме того, конструкция устьевого оборудования предусматривает использование приборов при исследованиях скважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в скважине и т. д.).

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых скважинными центробежными насосами, и устьевое оборудование, применяемое при других способах эксплуатации скважин (фонтанном, скважинными штанговыми насосами) унифицировано. Оборудование устья скважины для эксплуатации этими установками обозначается ОУЭН и изготавливается в двух исполнениях: исполнение П - с проходными кранами или задвижками и исполнение Т - с трехходовыми кранами.

Устьевое оборудование (рис. 4.56.) состоит из трубной головки 1, в которой размещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Трубная головка соединяется с обсадной колонной, имеет отверстие для использования приборов при измерении уровня жидкости в скважине и других исследованиях. Затрубное пространство скважины соединяется с выходом из насосно-компрессорных труб через колено 6 и обратный клапан 7.

Рис. 4.56. Оборудование устья УЭЦН