Никишенко с. НГПром.оборудов

Кроме того, необходимо периодически контролировать наличие масла в редукторе через контрольные клапаны и наличие консистен­ тной смазки в корпусах подшипников открытием крышек.

Полностью заменять смазку рекомендуется один раз в шесть ме­ сяцев, а у верхних пальцев шатунов один раз в месяц. Необходимо обращать внимание на появление шума в редукторе.

Следует иметь в виду, что при смазке, ремонте или проверке со­ стояния станка-качалки, его необходимо остановить во избежание несчастного случая

Выполнение указанных работ при работающем станке категори­ чески запрещается.

Вопрос 4.39. Схема УЭЦН

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

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жид­ кости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к ко­ торому подводится по специальному кабелю. Расположение приво­ дящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности. Например, у скважинных штанговых насо­ сов, у которых связь привода (станка-качалки) со скважинным на­ сосом осуществляется посредством длинной колонны штанг, полез­ ная мощность насоса ограничена приблизительно 40 кВт при обсад­ ной 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 обеспечива­ ют отбор жидкости до 125 м3/сут из скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб 130 мм; при напоре550 м - 900 м3/сут из сква­ жин с внутренним диаметром колонны обсадных труб 148,3 мм.

При средних и больших отборах жидкости (100...500 м:!/сут в, бо­ лее) центробежные насосы-наиболее экономичный и наименее тру­ доемкий в обслуживании вид оборудования для подъема пластовой жидкости. Обслуживание скважинных центробежных насосов облег­ чается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Монтаж оборудования также упроща­ ется, так как для относительно легких станций управления и транс­ форматора не требуется фундамент. Межремонтный период работы У скважинных центробежных насосов при средних и больших отбо­ рах больше, чем у штанговых, и составляет, например, на промыслах Башкирии и Татарии, в среднем 260...320 сут.

- 2 1 1 -

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 меха­ нических примесей (по массе) до 0,05%.

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

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 4.56) состо­ ит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-ком- прессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускно­ го 7 клапанов, оборудова­ ния устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и раз­ личного вспомогательного оборудования. Скважинный электронасосный аг­ регат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродви­ гателю подводят по круг­ лому кабелю, идущему с поверхности вдоль насос­ но-компрессорных труб до насосного агрегата и пере­ ходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для умень­ шения общего диаметра скважинного электрона­ сосного агрегата, обеспе­ чивающего свободный, без повреждений спуск

и подъем насоса.

Рис. 4.56. Установка скважинного центробежного насоса

- 2 1 2 -

Ограничение диамет­ ров скважинных электро­ насосных агрегатов при­ водит к необходимости увеличения длины агрега-

тов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрега­ тов находятся в пределах 116...142,5 мм, длина агрегатов - более 25 м.

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

Электродвигатель насосного агрегата - погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (см. рис. 4.56) из протек­ тора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и ком­ пенсатора 1, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

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

Трансформатор служит для преобразования напряжения промыс­ ловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управ­ ления предназначена для ручного или автоматического пуска насос­ ного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предох­ ранения установки при возникновении аварийного режима.

К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спускоподъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата: секций насоса, гидрозащи­ ты и электродвигателя, фланцевое. Валы электродвигателя, протек­ тора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резь­ бой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб. Кон­ струкция головки позволяет производить ловильные работы насос­ ного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переводника в резьбовой части ловильной головки.

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

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН), эксплу­ атирующиеся в скважинах с различным внутренним диаметром об­ садных колонн, имеют следующие обозначения: УЭЦН5 - эксплуа­ тируются в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны

- 2 1 3 -

не менее 121,7 мм; УЭЦН5Ане менее 130 мм; УЭЦН6 -менее 144,3 мм; УЭЦН6А -не менее 148,3мм. В обозначениях: буквы «У» - уста­ новка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает поряд­ ковый номер модернизации установки); «Э» - с приводом от элект­ родвигателя; «Ц» - центробежный насос; «Н» - нефтяной; следую­ щая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, число после тире - номинальная подача, м3/сут; последнее число - напор, м, при номинальной подаче.

Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» - опускается. Например, скважинный центробеж­ ный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для сква­ жин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм,

сподачей 130 м3/сут и напором 1200 м обозначается 2ЭЦН5-130-1200.

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

Погружные электродвигатели обозначаются буквами «ПЭД», а в случае секционного исполнения «ПЭДС», где буквы «П»- погруж­ ной, «ЭД»- электродвигатель, «С»- секционный. Первое число пос­ ле буквенного обозначения - номинальная мощность электродвига­ теля, кВт; второе число - наружный диаметр корпуса электродвига­ теля, мм; следующая буква - обозначение модернизации электродви­ гателя; последние буква и цифра - изготовление электродвигателей

вклиматическом исполнении «В» категории 5. Например, погруж­ ной электродвигатель секционный мощностью 90 кВт, с диаметром корпуса 117 мм, модернизации «А», исполнения «В» по 5-й катего­ рии размещения обозначается ПЭДС 90-117АВ5.

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

Кабели для установок скважинных центробежных насосов име­ ют обозначения: КПБК.- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бро­ нированный, круглый; КПБП - кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский; КППБПС - кабель с полиэтиленовой изо­ ляцией, бронированный, плоский на всю строительную длину. На­ пример, КПБК 3x16 - кабель с полиэтиленовой изоляцией, брониро­ ванный, 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 - номи­ нальная мощность, кВМА; 3 - класс напряжения обмотки ВН; 73 - год разработки; У1 - климатическое исполнение и категория раз­ мещения.

- 2 1 4 -

Тип станции управления обозначается, например, ШГС580449АЗУ1, где «Ш» - шкаф, «Г» - отрасль применения (горнодобыва­ ющая и нефтяная промышленности), «С» - обозначение завода-из­ готовителя; 5 - класс; 8 - группа; 04 - порядковый номер, 4 - номи­ нальный ток силовой цепи (4 - до 250 А, 5 - до 400 А); 9 - напряже­ ние силовой цепи (до 2300 В); А - модернизация; 3 - напряжение цепи управления (380 В); У1 - климатическое исполнение и катего­ рия размещения.

Станция управления другого типа обозначается, например, КУПНА79-29А2У1, где «КУПНА»- комплектное устройство управ­ ления скважинным насосным агрегатом; 79 - год разработки; 2 - но­ минальный 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 - на­ пряжение цепи управления (220 В); У1-климатическое исполнение и категория размещения.

Вопрос 4.40. Устьевое оборудование УЭЦН

Оборудование устья скважины предназначено для подвешивания колонны насосно-компрессорных труб, отвода в манифольд продук­ ции скважины, герметизации пространства между обсадной колон­ ной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это про­ странство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увели­ чении его давления. Кроме того, конструкция устьевого оборудова­ ния предусматривает использование приборов при исследованиях скважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в сква­ жине и т. д.).

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых скважинными центробежными насосами, унифицировано с устьевым оборудовани­ ем, применяемым при других способах эксплуатации скважин (фон­ танном, скважинными штанговыми насосами), и между собой.

Оборудование устья скважины для эксплуатации этими установ­ ками обозначается ОУЭН и изготавливается в двух исполнениях: исполнение П - с проходными кранами или задвижками и исполне­ ние Т - с трехходовыми кранами.

Устьевое оборудование состоит из трубной головки 1 (рис. 4.57), которая соединяется с обсадной колонной. В трубной головке разме­ щены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирую­ щее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъем­ ным фланцем 5. Трубная головка имеет отверстие для использова­ ния приборов при измерении уровня жидкости в скважине и других исследованиях. Затрубное пространство скважины соединяется

- 2 1 5 -

Рис. 4.57. Оборудование устья УЭЦН с выходом из насосно-компрессорных труб через колено 6 и обрат­ ный клапан 7.

Вопрос 4.41. Конструкция электроцентробежного насоса

Погружной центробежный модульный насос - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос состоит из входного модуля, мо­ дуля секции, модуля головки, обратного и спускного клапанов (рис. 4.58, 4.59, 4.60).

Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при со­ ответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности (см. табл. 4.3 [15]).

Рис. 4.58. Модуль - секция насоса:

1 - головка; 2 - вал; 3 - опора; 4 - верхний подшипник; 5 - кольцо; 6 - направляющий аппарат; 7 - рабочее колесо; 8 - корпус;

9 - нижний подшипник; 10 - ребро; 11 - основание

- 2 1 6 -

Рис. 4.59. Входной модуль насоса:

1 - основание; 2 - вал; 3 - втулка подшипника; 4 - сетка; 5- защитная втулка; 6- шлицевая муфта; 7- шпилька

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки вход­ ного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис. 4.61). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулемсекцией.

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

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки вход­ ного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа; к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор (рис. 4.3). Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулемсекцией.

Рис. 4.60. Модуль-головка насоса:

1 - кольцо уплотнительное; 2 - ребро; 3 - корпус

- 2 1 7 -

1 - головка; 2 - втулка радиального подшипника; 3 - вал; 4 - сепаратор;

5 - направляющие аппараты;

6 - рабочее колесо;

7 - корпус; 8 - шнек;

9 - основание

Рис. 4.61. Газосепаратор:

Соединение модулей между собой и вход­ ного модуля с двигателем - фланцевое. Соеди­ нения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепара­ тором) уплотняются резиновыми кольцами.

Валы модулей-секций и входных моду­ лей для насосов обычного исполнения из­ готовляют из калиброванной коррозионностойкой высокопрочной стали марки 03Х14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ», для насосов повышенной коррозионностойкости - из калиброванных прут­ ков 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 моди­ фицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиапион- но-модифицированного полиамида.

Модуль-головка рис. 4.60 состоит из корпуса, с одной стороны которого имеет­ ся внутренняя коническая резьба для под­ соединения обратного клапана (насоснокомпрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-сек­ ции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Ре­ зиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

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

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

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номиналь­ ной подачей до 800 м3/сут, с резьбой 89 - более 800 м3/сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабо­ чих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, ниж­ него подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух

- 2 1 8 -

ребер и резиновых колец. Число ступеней в модулях-секциях указа­ но в табл. 4.4. [15] 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 мо­ дуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

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

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

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохо­ да пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с за­ щитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется

кмодулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется

кгидрозащите 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 пода­ чами 1000, 1250 м3/сут.

Входные модули и модули-секции поставляются опломбирован­ ными консервационными пломбами-пятнами синей или зеленой крас­ ки 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 конструк­ тивно одинаковы и имеют резьбу муфты насосно-компрессорной глад­ кой трубы 73 ГОСТ 633-80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м3/сут имеет резьбу муфты насосно-компрес­ сорной гладкой трубы 89 ГОСТ 633-80.

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

Осевое давление, действующее на рабочее колесо 1 (рис. 4.62), передается от него на нижнюю текстолитовую шайбу 4 и затем на бурт направляющего аппарата 3.

Направляющие аппараты соединяются между собой по линии 2 и все вместе опираются в нижней части насоса на основание, а сверху зажаты гайкой, ввинченной в корпус насоса. Частично осевое давление передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса

- 2 1 9 -

Рис. 4.62. Рабочее колесо и направляющие аппараты насоса

при отложении солей в зазо­ ре между ним и валом или в результате коррозии метал­ лов. Крутящий момент пере­ дается от вала к рабочим ко­ лесам латунной шпонкой, входящей в паз рабочего коле­ са. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и со­ стоит из 400...1000-мм отрез­ ков. Вал насоса имеет вверху осевую 3 и радиальную 4 опо­ ры скольжения, а внизу - ра­ диальную опору скольжения 9 рис.4.58.

Рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6 насоса изготавли­ ваются литыми из специального чугуна.

Материалы пар трения в осевой опоре вала - бельтинг, пропитан­ ный графитом и резиной по стали; в верхней и нижней радиальных опорах вала -латунь или бронза по стали (для износостойких насо­ сов - резина по стали); в осевой опоре рабочего колеса - текстолит по чугуну (для износостойких насосов - резина по стали); в радиаль­ ной опоре вала в направляющем аппарате - чугун по латуни.

Насосы повышенной износостойкости для подачи пластовой жид­ кости с песком отличаются от насосов обычного исполнения наличи­ ем пластмассовых (вместо чугунных) рабочих колес, материалами пар трения в опорах и наличием дополнительных резинометаллических радиальных опор, препятствующих изгибу вала при его вращении и уменьшающих его износ.

Вопрос 4.42. Гидрозащита электродвигателя

Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 4.63) устанавливается меж­ ду насосом и электродвигателем 6 и служит для защиты последнего от попадания в него пластовой жидкости, а также компенсирует тем­ пературные изменения объема.

Протектор состоит из двух камер А и Б, разделенных резиновой диафрагмой 4. Камеры заполнены тем же маслом, что и двигатель.

При нагреве масла во время работы двигателя давление в камере Б растет, оно передается диафрагмой в полость А и далее в полость В. Масло из полости А будет вытесняться в полость В до тех пор, пока давление в камере А не снизится и пластовая жидкость не станет по­ ступать в нее через обратный клапан 5. Чтобы диафрагма не изолиро­ вала друг от друга полости А и В, в протекторе предусмотрена соеди-

- 2 2 0 -