2ФЕД

Магнитопровод статора состоит из листов электротехнической стали с термостойким покрытием, которые запрессованы в трубчатый корпус. Обмотка статора однослойная, протяжная, катушечная, выполнена теплостойким обмоточным проводом по схеме «звезда» с выводом общей точки для системы контроля параметров установки.

Ротор с постоянными магнитами установлен в расточке статора на подшипниках скольжения.

Применение вентильного двигателя может значительно снизить себестоимость

добываемой нефти и увеличить добычу на 10-15% за счет:

экономии электроэнергии на 10-15%, т.к. КПД вентильного двигателя - 0,95 (асинхронного - 0,8);

увеличения срока службы погружного оборудования и скважины за счет установки оптимального режима добычи;

возможности монтажа и спуска оборудования в скважину со сложной геометрией, т.к. длина установки с вентильным ПЭД имеет малую общую длину;

работы в скважине с переменным дебитом, «раскачка скважины».

реактивные потери в двигателе и кабеле на 20-25% ниже, чем у асинхронного двигателя, что также позволяет снизить потребление электроэнергии.

УЭЦН с вентильными ПЭД кроме расширения областей применения имеют и такое существенное преимущество, как возможность автоматического подстраивания работы установки к условиям работы системы «пласт-скважина-насосная установка». Это происходит, во-первых, за счет гибкой характеристики вентильного ПЭД, которая является практически характеристикой ЭД постоянного тока. Во-вторых, инверторный блок (ДПР – датчик положения ротора), встроенный в погружной насосный агрегат, позволяет отлеживать параметры работы системы «пласт-скважина-насосная установка» и изменять, при необходимости, режим работы насосного агрегата. Также вентильные двигатели обладают меньшими габаритами по сравнению с асинхронными при той же мощности.

Недостатки:

Относительно сложная система управления двигателем

Высокая стоимость двигателя, обусловленная использованием дорогостоящих постоянных магнитов в конструкции ротора

Высокий износ из-за высокой частоты вращения

Во многих случаях более рациональным оказывается применение асинхронного двигателя с преобразователем частоты.

26.гидравлическая защита электродвигателей погружных насосов, состав оборудования и основы функционирования.

Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащиты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через неплотности. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает в неплотности изоляции обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя.

Схема гидрозащиты типа Г.

Рис. 8 / - гидрозащита, // - двигатель, /// -

компенсатор 1,3 – торцевые уплотнения;

2- опора скольжения;

4 – цилиндрическая диафрагма;

5 – трубка;

6 – диафрагма компенсатора;

7 - клапан

Принцип действия.

В настоящее время на промыслах широко распространена гидрозащита типа Г, предназначенная для рассмотренного насоса. Эта гидрозащита (рис. 8) имеет две сборочные единицы. Одна из них — собственно гидрозащита /, устанавливаемая над двигателем //, другая — компенсатор

///, устанавливаемый под двигателем. Гидрозащита имеет два торцевых уплотнения 1 и 3, работающих последовательно. Эти уплотнения отделяют внутреннюю полость электродвигателя от пластовой жидкости, окружающей двигатель в торцевых уплотнениях с валом вращается деталь, плотно поджимаемая пружиной к неподвижной втулке. Втулка вставлена в неподвижные детали корпуса. Трущиеся поверхности торцевого уплотнения тщательно притерты. Материал деталей трущихся пар обычно выбирается весьма

износоустойчивыми (например, керамика и твердые сплавы). Торцевые уплотнения работают практически без перепада давления — под ними установлена эластичная резиновая цилиндрическая диафрагма 4, уравнивающая давление внутри двигателя и за ним.

При изменении температуры масла, заполняющего двигатель, соответствующее изменение его объема компенсируется деформацией верхней диафрагмы гидрозащиты 4 и диафрагмы компенсатора 6. Также и при утечке из двигателя масла диафрагмы компенсируют его изменяющийся объем. Между торцевыми уплотнениями расположена гидродинамическая осевая опора скольжения 2, на которой подвешен ротор двигателя. При значительных утечках масла из двигателя диафрагма гидрозащиты 4 может жестко при-жаться к внутренней ограничительной втулке и тогда возникнет разность давлений в полости А и в двигателе. Для уравнивания этих давлений имеются трубка 5 и клапан 7, сообщающий полость А со средой, окружающей двигатель.

Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 11) состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и основания, последовательно соединенных между собой резьбой.

При работе электродвигателя в процессе его включений и выключений масло, его заполняющее, периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагм компенсатора. В процессе работы происходит утечка масла через торцовые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора складывается, а диафрагмы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, тем самым выравнивая давление.

Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцевых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.

27.Установки электроприводных винтовых насосов УЭВН, преимущества

инедостатки, область применения.

Наиболее эффективна эксплуатация этих установок на месторождениях с низким коэффициентом продуктивности пласта, большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, высокой вязкости нефти в пластовых условиях.

Принцип действия.

Принцип действия винтовых насосов заключается в том, что винт или винты насоса и его обойма образуют по своей длине ряд замкнутых полостей, которые при вращении винтов передвигаются от приема насоса к его выкиду. В начальный момент каждая полость сообщается с областью приема насоса, при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается, заполняясь перекачиваемой жидкостью, после чего становится полностью замкнутым. У выкида объем полости сообщается с полостью нагнетания, постепенно уменьшается, а жидкость выталкивается в трубу.

Преимущества винтовых насосов:

1.Возможность откачивания вязких жидкостей (до определённого предела) без снижения КПД, а также жидкостей со значительным содержанием твёрдой фазы.

2.Винтовые насосы не так критичны к содержанию растворённого газа в жидкости.

3.Подача насоса плавная, без пульсаций, при работе насоса не создаются стойкие эмульсии.

4.Установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклоннонаправленной скважине.

5.16-200 Q

Недостатки:

1.Ограниченный диапазон по дебиту (~ 16-200 м3/сут), по напору (1500-1800м).

2.Сложность конструкции насоса.

3.Содержание механических примесей не более 0,4-0,8 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 50 %.

Установки выпускают для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм по ГОСТ 622—80 (минимальный внутренний диаметр колонны не менее 121,7мм). Выпускают установки трех модификаций:

1) для температуры 30 °С (А); 2) для температуры от 30 до 50 °С (Б);

3) для температуры от 50 до 70 °С (В, Г).

Схема погружного винтового насоса

1- клапан; 2 - прием винтового насоса; 3 - обойма верхняя; 4 - винт верхний; .5 - соединительный вал с эксцентриковыми

муфтами; 6 - обойма, нижняя; 7 - винт нижний; 8 - вал с опорами; 9- центробежная кулачковая муфта; 10 - основание насоса.

Эксцентриковая муфта обеспечивает возможность сложного планетарного вращения винтов в обоймах, благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность.

Шламовая труба защищает насос от механических примесей выпадающих из колонны труб, заполненных жидкостью, при остановке насоса.

Пусковая ведущая муфта вместе с кулачками и ведомая полумуфта, надетая на вал насоса, обеспечивают

включение насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, соответствующем частоте вращения 800-1100 об/мин.

Обойма. В стандартном одновинтовом погружном насосе типа ЭВН обойма является несущей конструкцией, а ее корпус выполняет функции корпуса всего агрегата.

Винт. Наиболее технологически простым является однозаходный винт с поперечным сечением в виде правильного круга.

23. винтовой насосный агрегат, схема и назначение основных элементов конструкции

Серийно изготовляемый скважинный винтовой насос с двумя рабочими органами состоит из рабочих винтов 3 и 6, обойм 4 и 7, эксцентриковых муфт 2 и 5 (одна муфта соединяет винты между собой, а вторая — нижний винт с подсоединительным валом насоса), кожуха верхнего рабочего органа, предохранительного поршеньково-золотникового клапана 8 и пусковой муфты 1. Применение 2ух винтовых пар позволяет компенсировать осевые усилия и увеличить подачу при оптимальных размерах эксентриситета.

Максимальный момент трения при пуске – в винтовых парах, что обусловлено их спецификой.

Жидкость из скважины поступает через приемные сетки к рабочим органам насоса. Вращающиеся винты нагнетают жидкость в полость между винтами, откуда она по кожуху у верхнего рабочего органа поступает в предохранительный клапан 8, а затем в НКТ 9.

Давление нагнетания в полости между винтами, действуя на верхний и нижний винты, разгружает их сборку от осевого усилия. Подача насоса при этой схеме равна сумме подач двух винтов. Напор насоса равен напору, создаваемому одним винтом.

Винты насоса изготовляются из легированной стали на токарном станке с приспособлением и потом покрываются износоустойчивым слоем хрома. Поскольку винт вращается не только вокруг своей оси, но и по эксцентриситету, конструкторы ищут пути уменьшения радиальных инерционных сил. Уменьшения этих сил можно достигнуть сокращением эксцентриситета оси винта по отношению к оси обоймы, уменьшением частоты вращения винта и массы винта. Для уменьшения массы винта применяют материалы более легкие, чем сталь, например титановые сплавы (такие винты у насосов на подачу 100 и 200 м/сут).

Обойма имеет стальной корпус и резиновую рабочую часть в ней. Резина прессуется в корпус в пресс-форме, стержень которой образует двухзаходную винтовую рабочую полость. Резина нефте- и износоустойчивая.

Эксцентриковая муфта:

1 - корпус; 2 - поводок; 3 - ролики; 4 - сферическая шайба; 5 - валик; 6 - пружина; 7 -плотняющая манжета Эксцентриковые муфты с двумя универсальными шарнирами и валиком между ними

позволяют винтам совершать сложное планетарное движение. При этом конструкция муфт, передающих вращающий момент, рассчитана и на восприятие осевых усилий. Предохранительный клапан 8 защищает рабочие органы насоса от работы без достаточной смазки перекачиваемой жидкостью (при поступлении на прием насоса недопустимо большого количества газа) и от работы насоса при чрезмерном напоре. В этих случаях клапан перепускает жидкость из НКТ в скважину на прием насоса. Клапан состоит из корпуса, золотника и седла с поршнем.

Пусковая муфта находится внизу насоса, между подсоединительным валом насоса и валом гидрозащиты. С помощью выдвижных кулачков она обеспечивает запуск насоса в момент, когда электродвигатель набирает частоту вращения вала, соответствующую максимуму его крутящего момента. Это обеспечивает надежный запуск насоса. Кроме того, муфта защищает насос от обратного по отношению к рабочему направления вращения винтов. При обратном направлении вращения винтов, во-первых, жидкость будет подаваться из НКТ в скважину и, во-вторых, возможен отворот резьб в сборке насоса.

Включение муфты при максимальном крутящем моменте вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя и, чтобы запустить его, необходим повышенный пусковой момент.

Рис.19. Основание: 1- защитная втулка; 2-бронзовая втулка; 3- опорная пята; 4- приводной вал Внутри основания насоса расположены вал с подшипниками и опорные пяты из

силицированного графита. Основание (рис. 19) можно использовать только в насосах, комплектуемых гидрозащитой 1Г51. В этом узле нет сальника, а смазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводной вал 4 надеты защитные втулки из нержавеющей стали, которые вращаются в бронзовых втулках 2. Концевые неподвижные опорные пяты опираются на резиновые прокладки для равномерной передачи усилий на всю поверхность пяты.

Рис. 20. Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан.

Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан расположен в верхней части насоса. Клапан состоит из корпуса золотника 3, золотника 4, поршня 5, амортизатора 2 и корпусных деталей 1 и 6. Клапан обеспечивает технологические и эксплуатационные операции по обслуживанию и монтажу насоса. Основные функции клапана: защита насоса от перегрузки в случае повышенного давления в напорной линии; обеспечение слива и залива колонны труб при спуско-подъемных операциях; перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину, или при содержании в жидкости большого количества газа; предотвращение обратного потока откачиваемой жидкости из труб через рабочие органы при остановках насоса

29. Установки электроприводных диафрагменных насосов УЭДН, области применения и состав оборудования.

Область применения:

Диафрагменные насосы предназначены, в первую очередь, для эксплуатации мало- и среднедебитных скважин, которые на сегодняшний день являются основным фондом нефтяной промышленности нашей страны. Может также использоваться для эксплуатации наклонно-направленных скважин, пластовая жидкость которых является агрессивной продукцией, содержащей мехпримеси (это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой).

Установки типа УЭДН5 предназначены для перекачивания пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Содержание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2%; максимальное объемное содержание нефтяного аза на приеме насоса 10%; водородный показатель пластовой воды рН 6,0-8,5. Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 С.

Диафрагменные насосы являются также насосами объемного типа. По способу передачи энергии их можно разделить на насосы с погружным электроприводом (наибольшее распространение) и насосы с поверхностным гидроприводом.

Основным рабочим элементом является диафрагма, которая отделяет рабочую жидкость от контакта с другими элементами насоса.

Скважинный		диафрагменный		насос
приводится	в	действие	погружным

электродвигателем, аналогичным используемому в установках с винтовыми насосами.

Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю, закрепляемому на колонне НКТ.

Схема установки ЭДН.

1 – погружной диафрагменный насос; 2 – клапан сливной; 3 – колонна НКТ; 4 – кабельная линия; 5 – пояса для крепления кабельной линии; 6

– манометр; 7 – обратный клапан(для

предупреждения	обратного		движения
откачиваемой	жидкости	из	наземного

трубопровода в НКТ).; 8 – устройство для управления и защиты насоса.

30. Погружной диафрагменный электронасос, преимущества и недостатки, области применения.

Диафрагменные скважинные насосные установки относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом, у которых отбираемая жидкость, проходя через приемный и нагнетательный клапаны, не соприкасается с другими подвижными деталями насоса и его привода. Она отделена от них резиновой диафрагмой. Этим определяется специфическая область применения данных насосов. Они предназначаются для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкости со значительным содержанием в ней механических примесей, в частности песка, поступающего из пласта (до 0,5 г/л). Дебиты скважин 5-20 м3 /сут. Возможность эксплуатации наклонно-направленных скважин.

Максимальный напор 1500м водяного столба. Газосодержание не более 10% У погружного агрегата имеются нагнетательный 1 и

всасывающий 2 клапаны, диафрагма 3, пружина 4 и поршень 5. Под поршнем находится эксцентрик 6, приводимый во вращение угловой зубчатой передачей 7. Ниже находятся электродвигатель 8 и компенсационная диафрагма 9.

Погружной агрегат работает следующим образом. При вращение вала двигателя и угловой зубчатой передачи эксцентрик 6 вращается и поршень 5, прижатый к эксцентрику пружиной 4, перемещается вверх и вниз. На схеме показано верхнее положение поршня. Поскольку объем А неизменен, при ходе поршня вниз масло будет заполнять освобождаемое поршнем пространство, а диафрагма 3 опустится (нижнее положение диафрагмы отмечено пунктиром). Создается понижение давления в рабочей полости насоса под клапанами и происходит всасывание жидкости из

скважины. Когда при дальнейшем вращении эксцентрика он подвинет поршень вверх, масло надавит на диафрагму и переместит ее в верхнее положение. Произойдет нагнетание жидкости через клапан 1 в НКТ. Таким образом, перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Изменение объема полости Б из-за движения поршня 5 компенсируется диафрагмой 9.

Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 расшифровывается следующим образом: У—установка; ЭДН5-12,5-800—типоразмер электронасоса; Э— привод от погружного электродвигателя; Д—диафрагменный; Н—насос; 5—номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5—подача, м3/сут, 800—напор, развиваемый электронасосом, м; ВП 00—вариант поставки; 1,6—верхний предел измерения манометра электроконтактного, МПа.

31. Основы подбора насосного оборудования для скважины с заданными параметрами.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

-Плотности воды, сепарированной нефти, газа при н.у.;

-Вязкости воды и нефти;

-Планируемый дебит скважины Q;

-Обводненность продукции пласта b;

-Газовый фактор;

-Объемный коэффициент нефти B;

-Глубина расположения пласта;

-Пластовое давление и давление насыщения;

-Пластовая температура Tпл и температурный градиент GT;

-Коэффициент продуктивности Kпр;

-Буферное давление [давление на устье];

-Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки).

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1. Рассчитываем плотность смеси на участке «забой скважины-прием насоса»:

см = [ в *b + н*(1-b)]*(1-Г) + г*Г;

b – обводненность пластовой жидкости; Г – текущее объемное газосодержание. 2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит:

Pзаб = Р пл – Q K прод.

3. Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите:

H дин = L скв – Р заб/ см g.

4.Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельного допустимого значения для данного типа насоса:

Рпр = (1–Г)*Р нас.

5.Определяем глубину подвески насоса: L = Н дин + Рб/ см g. Глубина подвески

зависит от газосодержания, если газа нет, нужно руководствоваться темературой. 6. Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = Tпл – (L скв - L)*GT.

7.Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

В* = b + (1– b)*[1+ (B-1) (Pпр / Рнас)0.5].

8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос: Q пр = Q В*.

9.Определяется объемное количество газа на входе в насос:

G пр = G*[1 – (P пр /Pнас)].

10. Определяем газосодержание на входе в насос:

вх = 1/[(1+Pпр) В*/Gпр]+1, а также другие параметры газа (расход газа на входе в насос, приведенная скорость газа в сечении ОК на входе, работа газа на участках «забой-прием насоса» и «нагнетание насоса-устье» и т.д.).

11. Определяем необходимое давление насоса:

Р = g Ндин + Р буф - Р г1 – Рг2.

По величине подачи насоса на входе, с помощью характеристики насоса, по необходимому давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру ОК выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие его работу в оптимальной режиме и режиме нулевой подачи (напор,