ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ

Недостаточно высокая подача штанговых глубинных насосов, необходимость установки громоздкого оборудования (механизмов с движущимися частями, металлоемких станков-качалок и массив­ных фундаментов), опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин, сравнительно небольшой межремонтный период и другие Причины ограничивают область применения штанговых глубинных насосов. В связи с этим в практике применяют бесштанговые на­сосы, из которых наиболее широко распространены центробежные электронасосы. Отличительной чертой таких насосных установок является перенос двигателя непосредственно к месту установки на­соса и устранение штанг.

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 144) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 6, арматуры устья 7, станции управления 10 и автотрансформатора 9.

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2 (или протектора с компенса­тором). Все эти узлы соединены между собой посредством флан­цев. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шли­цы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колон­ной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотрансфор­матор предназначен для компенсации падения напряжения в ка­беле 6 подводящем ток к погружному электродвигателю 1 и на­виваемом с установленного на поверхности барабана 8. Для защи­ты от пыли и снега трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запус­кать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважину в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Рис. 144. Установка погружного центробежного электронасоса

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и станцию управ­ления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 1, в результа­те чего начинает вращаться вал двигателя и насоса.

Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр ус­тановленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным тру­пам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанав­ливают сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Установки центробежных электронасосов обозначаются шифром УЭЦН, а установки с повышенной износостойкостью насоса – УЭЦНИ.

ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Погружной центробежный электронасос 4 (см. рис. 144) по принципу действия не отличается от обычных цент­робежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор рабочих колес (ступеней) и направля­ющих аппаратов, расположенных на общем с электродвигателем валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки. Число рабочих колес изменяется в широком диапазоне. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные электро­насосы имеют от 80 до 330 ступеней.

В нижней части насоса 4 имеется приемный фильтр, через ко­торый жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. По окружности основания насоса закреплена сетка, не допускаю­щая попадания в полость насоса крупных механических частиц. В верхний конец корпуса насоса ввинчивается ниппельная гайка, стягивающая в осевом направлении нижнюю опору насоса, на­правляющие аппараты и верхний подшипник.

В основании насоса установлена нижняя опора, воспринимаю­щая осевые усилия, действующие на вал от развиваемого насосом давления и веса самого вала, а также радиальные нагрузки, действующие на вал.

Обратный клапан предназначен для удержания откачи­ваемой жидкости в подъемных трубах при остановках насоса. Бла­годаря этому клапану насос запускают в режиме, близком к ре­жиму работы насоса при закрытой задвижке, что уменьшает пус­ковую мощность. Кроме того, при кратковременных остановках исключается возможность запуска насоса при обратном вращении вала (что может произойти при вращении ротора жидкостью, сли­вающейся из труб).

Сливной клапан (рис. 145), устанавливаемый над обрат­ным клапаном в колонне подъемных труб, предназначен для спус­ка жидкости из труб перед подъемом их из скважины.

При необходимости подъема насосного агрегата в трубы сбра­сывают металлический стержень, который, ударяя по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза. В результате открывается отверстие для слива жидкости из колон­ны насосных труб. Это облегчает труд работающих, так как развинчивание и подъем труб производятся без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.

На рис. 146 показана схема одной ступени насоса. Рабочие ко­леса 1 (ротор насоса) опираются на торцовые выступы направляющих аппаратов 3, являющихся статором. Текстолитовые кольца 4 предназначены для герметизации пространства между рабочими полостями насоса. Посредством шпонки колеса укрепляются на валу 2, а направляющие аппараты—в корпусе насоса. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовляют из чугуна.

Рис. 145. Сливной кла­пан:

1 — корпус; 2 — штуцер; 3 — прокладка

Рис. 146. Схема одной ступени насоса

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасы­вающие отверстия к центральной части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение.

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к пери­ферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией—энергией движения. Для преобразования этой энергии в потенциальную—энергию давле­ния—служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5—5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800—1000 м в корпусе насоса монтируют по 150— 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двух- и трехсекционные насосы.

Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуата­ции скважин, в продукции которых содержатся механические час­тицы (песок) —от 0,1 до 5 г на 1 л.

Отличительные конструктивные особенности таких насосов:

1) чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из смо­лы П-68;

2) текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в на­правляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;

3) для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставят­ся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, кото­рые препятствуют изгибу вала при его вращении.

По диаметрам и поперечным габаритным размерам погружные электронасосы условно разделяют на группы 5, 5А и 6.

К группе 5 относятся насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм. Эти насосы предназначены для эксплуатации скважин с обсадными колоннами диаметром 140 мм при минимальном внут­реннем диаметре 121,7 мм. Подача насосов составляет 40— 200 м³/сут при напоре от 1400 до 600 м.

К группе 5А относятся насосы с наружным диаметром 103 мм. Такие насосы можно спускать в скважины со 146-мм обсадными колоннами, имеющими внутренний диаметр не менее 130 мм. Подача насосов составляет 160—500 м³/сут при напоре от 1100 до 600 м.

К группе 6 относятся насосы с наружным диаметром 114 или 123 мм. Насосы с меньшим диаметром можно спускать в 168-мм обсадные колонны при минимальном внутреннем их диаметре 144,3 мм, а более мощные насосы диаметром 123 мм с электродви­гателями мощностью 125 кВт—в колонные внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Подача составляет 100—700 м³/сут при напоре 1500—400 м.

Для диаметров корпусов насосов 92, 103, 114 и 123 мм макси­мальные габариты погружного агрегата с учетом диаметра кабеля соответственно равны 114, 124, 137 и 142,5 мм.

Промышленностью освоено свыше 40 типоразмеров погружных электронасосов в обычном и износостойком исполнениях.

Каждый тип погружного электронасоса имеет свой шифр, из которого можно узнать его диаметр, подачу, напор и вид исполне­ния—обычный или износоустойчивый.

Например, шифр насоса ЭЦН6-100-1500 означает: электриче­ский центробежный насос, группы 6 (диаметр колонны 168 мм), подача 100 м³/сут, номинальный на­пор насоса 1500 м.

Рис. 147. Рабочая характери­стика насоса ЭЦН5-40-1400

Насос ЭЦНИ5-130-1200:. насос в износостойком исполнении, группы 5 (условный диаметр колонны 140 мм), подача 130 м³/сут, напор 1200 м.

Рабочие характеристики погруж­ных электронасосов имеют конфигу­рацию, подобную изображенной на рис. 147.

Как видно из рис. 147, рабочая область для насоса позволяет осуще­ствлять работу при различных соот­ношениях напора и подачи. Напри­мер, с увеличением напора подача на­соса снижается, а при снижении — увеличивается; к.п.д. насоса в обоих случаях несколько снижает­ся. Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к.п.д.

При выборе насоса заданная подача и необходимый напор дол­жны соответствовать его паспортным данным.

Если характеристика насоса не соответствует характеристике скважины, необходимо либо увеличивать противодавление на выкиде насоса, либо уменьшать развиваемый им напор. Чтобы увели­чить противодавление на выкиде насоса, прикрывают задвижку на устье скважины или устанавливают штуцер в выкидном трубо­проводе.

Для уменьшения мощности, потребляемой насосом, выгоднее снижать развиваемый насосом напор за счет уменьшения числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанав­ливают вставки. Число ступеней, которое необходимо снять с насо­са, определяют по формуле

(213)

где z_сн—число снимаемых ступеней; z_п—полное число ступеней насоса; H_пол—полезный напор, необходимый для подъема задан­ного количества жидкости из скважины; H_п—напор, соответствую­щий данной подаче по характеристике насоса.

При выборе способа эксплуатации для конкретной скважины необходимо учитывать, что применять погружные электронасосы не рекомендуется в скважинах:

а) в продукции которых содержится значительное количество песка (при массовой доле более 1%), вызывающего быстрый из­нос рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего про­изводительность насоса. Объемная доля свободного газа у приема насоса не должна превышать 25% от доли перекачиваемой жид­кости. Повышение содержания свободного газа приводит к сниже­нию напора, подачи и к.п.д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.

Погружной электродвигатель. Приводом погружных центробежных насосов служат вертикальные асинхронные маслозаполненные погружные электродвигатели трехфазного перемен­ного тока (ПЭД), предназначенные для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости от 50 до 90 °С.

При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, так же как и насосы, имеют не­большие диаметры, различные для скважин с обсадными колон­нами диаметрами 140, 146 и 168 мм.Они изготовляются диамет­рами 103, 117 и 123 мм. Диаметр двигателя мощностью 125 кВт равен 138 мм.

Поскольку поперечные размеры погружных электродвигателей небольшие, то с целью обеспечения необходимой мощности их вы­полняют значительной длины —от 4,2 до 8 м.

Во избежание проникновения в полость электродвигателя жид­кости, заполняющей скважину, его делают герметичным и запол­няют маловязким трансформаторным маслом.

Погружные электродвигатели выпускаются мощностью от 14 до 125 кВт. Так же как и насосам, каждому типу погружного элект­родвигателя присвоен свой шифр. Например, шифр ПЭД 35—123 В5 означает—погружной электродвигатель мощностью 35 кВт, диаметром 123 мм. Знак В5 означает общеклиматическое испол­нение.

Гидрозащита—один из важнейших узлов погружного аг­регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что внутри дви­гателя и в основании насоса при любой глубине погружения агре­гата под уровень жидкости в скважине создается давление, превышающее давление окружающей среды. Гидрозащита ком­пенсирует также утечки масла, температурные изменения объема масла в системе, а также обеспечивает подачу масла к подшипни­кам двигателя и насоса.

В нефтяной промышленности известны несколько типов гидро­защиты погружных электродвигателей.

1. К (К-103 и К-123)—с погружным компенсатором и масля­ным затвором. Попаданию пластовой жидкости в двигатель препятствует наличие в нем избыточного давления (0,4—2 кгс/см²) и камеры отстойника. Избыточное давление создается пружинкой, поджимающей поршень. Шифр К-103 означает: К—компенсатор для двигателей диаметром 103 мм.

2. ГД (ГД-51). Здесь поршень и пружина исключены, а избы­точное давление создается рабочим колесом (турбинкой) в процес­се работы агрегата. Шифр ГД-51 означает: Г—гидрозащита с избыточным давлением (Д) для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 121,7 мм (5), первая модификация (1).

3. Г (1 ГД-51). Здесь не предусмотрено избыточное давление в двигателе и отсутствует перепад давления у торцовых уплотнений, что уменьшает утечки масла через них. Шифр 1ГД-51 означает: гирозащита с быстросъемным соединением без избыточного дав­ления (1Г) для скважин с внутренним диаметром обсадной колон­ны не менее 121,7 мм (5), первая модификация (1).

Для ознакомления с принципом действия гидрозащиты погруж­ных электродвигателей рассмотрим гидрозащиту типа ГД (рис. 148). Здесь предусмотрено два узла: протектор, защищаю­щий полость двигателя от попадания пластовой жидкости, и ком­пенсатор, компенсирующий утечки через торцовое уплотнение жид­кого масла и температурные изменения объема масла в системе двигатель — гидрозащита.

Применяют этот тип гидрозащиты в установках с насосами имеющими в основании радиально-упорный подшипник и набив­ное уплотнение.

Проектор гидрозащиты ГД устанавливают между насосом и двигателем. Вал его соединяется с валами насоса и двигателя шлицевыми муфтами. Компенсатор (рис. 149) присоединяют к нижней части двигателя при помощи переводника.

Рис. 148. Гидрозащита типа ГД:

1—вал насоса; 2—сальниковая набивка; 3—упорный подшипник вала насоса; 4— торцовое уплотнение вала протектора; 5—вал протектора; 6—диафрагма; 7— обратный клапан; 8—двигатель; 9—ком­пенсатор; 10—эластичная диафрагма ком­пенсатора; 11—рабочее колесо; 12 — трубка

Рис. 149. Компенсатор:

1 — упаковочная крышка; 2 — головка; 3 — перепускной клапан; 4 — отверстие для заполнения компенсатора маслом; 5— корпус; 6—диафрагма; 7 — отверстие соединяющее компенсатор с наружной сре­дой

Длина протектора 1,2—1,3м, длина компенсатора—около 1,0 м.

Из схемы, изображенной на рис. 148, видно, что протектор сос­тоит из трех камер А, Б и В.

Камеры А и Б заполняются густым маслом, а камера В и весь электродвигатель—трансформаторным маслом. Протектор имеет эластичную диафрагму 6 над двигателем 8. В камере А размещено торцовое уплотнение 4, в камере Б имеется обратный клапан 7, препятствующий истечению масла, но при снижении давления до­пускающий проникновение в нее пластовой жидкости. В полости В на валу протектора расположено специальное рабочее колесо 11 центробежного насоса для создания в полости избыточного давле­ния при работе агрегата. Под двигателем находится эластичная диафрагма 10 компенсатора 9.

При работе погружного агрегата рабочее колесо создает дав­ление в полости В, и оно передается диафрагмой 6 полости Б и далее в полость А. По мере утечки густого масла диафрагма рас­ширяется, вытесняя масло из полости 5. Когда оно будет вытес­нено, в этой полости снизится давление и в нее начнет поступать пластовая жидкость. Чтобы верхняя диафрагма не изолировала полость около клапана от других полостей протектора, в корпусе имеется трубка 12. Часть пластовой жидкости может поступить в полость А и через сальник. Но в обоих случаях какое-то время подшипники насоса еще смогут работать.

Полость двигателя остается герметично закрытой и после того, как израсходуется густое масло.

Нижняя диафрагма 10 компенсирует изменение объема масла и двигателя при его нагреве и охлаждении и компенсирует переход части трансформаторного масла из полости двигателя в полость В через рабочее колесо 11.

Компенсатор гидрозащиты (см. рис. 149) состоит из камеры, образованной эластичным элементом (резиновой диафрагмой 6) и заполненной жидким маслом. Диафрагма помещена в стальном корпусе 5, защищающем ее от повреждения. Диафрагма заправля­ется маслом через клапан 4.

Полость за резиновой диафрагмой соединена со скважиной от­верстием 7.

Кабель. Электроэнергия с поверхности к погружному элек­тродвигателю подается по специальному бронированному кабелю с резиновой или полиэтиленовой изоляцией.

Кабель спускают в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и прикрепляют его к ним металлическими поясами. Сече­ние кабеля круглое, а на участке насоса и протектора (длиной 10—15 м) —плоское. Плоский кабель соединен с круглым методом горячей вулканизации. Нижний конец плоского кабеля снабжен муфтой кабельного ввода, при помощи которой кабель присоеди­няется к выводным концам обмотки двигателя.

Рис. 150. Круглый кабель КРБК:

1 — медная жила; 2 — резиновая изоляция; 3 — наиритовая защит­ная оболочка; 4—двухслойная оплетка из лакоткани; 5—хлопча­тобумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; 6 — профилированная стальная оцинкованная лента

Кабель КРБК—(рис. 150, а) резиновый, бронированный, круг­лый, состоит из трех жил. Каждая жила скручена из медных про­волок и обжата диэлектрической резиной. Три изолированные жи­лы заключены в общий найритовый нефтестойкий шланг. На шланг накладываются маслостойкая лакоткань и оплетка из хлопчатобу­мажной пряжи или лавсана, пропитанная противогнилостным со­ставом—свинцовым суриком (рис. 150,б). На оплетку наложена стальная оцинкованная гибкая ленточная броня. Сечение круглого кабеля выбирается в зависимости от мощности погружного элект­родвигателя.

Кабель КРБП—трехжильный плоский. Каждая жила состоит из одной медной проволоки, изолированной диэлектрической рези­ной, покрытой найритовой нефтестойкой оболочкой, а сверху на­несен слой стеклоткани. Уложенные параллельно в одной плоско­сти изолированные жилы обматываются двумя слоями лакоткани, затем оплеткой из хлопчатобумажной пряжи или лавсана, пропи­танной нефтестойким противогнилостным составом. Поверх оплет­ки накладывается броня из холоднокатаной отожженной медной ленты.

Круглый КПБК и плоский КПБП кабели отличаются от опи­санных изоляционными материалами. У них токопроводящие жилы покрыты полиэтиленом высокого и низкого давлений. На полиэти­лен наложена прорезиненная ткань, покрытая стекло- или лако-тканью.

Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напряже­ние 1100 В и предназначены для работы при температуре окружа­ющей среды от +90 до —30 °С и давлении до 10 МПа. Номинальное напряжение кабелей с полиэтиленовой изоляцией 2200 В, до­пустимая температура окружающей среды от +90 до —65 °С, дав­ление до 20 МПа.

Сечение токоподводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного двигателя и глубины его спуска следую­щих размеров: 10, 16, 25 и 35 мм. Наружный диаметр круглого кабеля—от 27 до 35 мм. Высота плоского кабеля—12,2—14,9мм.

НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ ЭЦН

Оборудование устья. Для эксплуатации скважин погружными электронасосами разработано устьевое оборудование ОУЭН (рис. 151). В крестовине 1, соединенной с обсадной колонной, раз­мещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Крестовина имеет отверстие (на схеме не показано) для возможности спуска в скважину различных глу­бинных приборов. Затрубное пространство скважины соединено с выкидной линией через колено 6 и обратный клапан 7.

Рис. 151. Оборудование устья скважины

Автотрансформаторы и трансформаторы. Для уменьшения потерь в кабеле, улучшения условий запуска и техни­ческих характеристик погружных электродвигателей последние вы­полняются на рабочее напряжение, значительно превышающее на­пряжение силовой сети (380 В).

В то же время иметь одинаковое напряжение для всех типо­размеров погружных электродвигателей нецелесообразно, так как это ухудшит их характеристики и усложнит производство. Поэтому каждый типоразмер погружного электродвигателя имеет свое номинальное напряжение. Это привело к необходимости применения специальных автотрансформаторов или трансформаторов, повы­шающих напряжение.

Кроме того, в кабеле от трансформатора до электродвигателя имеются потери напряжения, которые при определенных силе тока и сечении кабеля будут зависеть от длины кабеля. Поскольку под­веска электронасоса в скважине, а следовательно, и длина кабеля колеблются в больших пределах, соответственно будут колебать­ся и потери напряжения. Поэтому автотрансформаторы или тран­сформаторы должны обеспечивать регулировку напряжения с высокой стороны в определенных пределах.

Автотрансформаторы изготовляют в сухом исполнении и уста­навливают на салазках, предназначенных для их транспортиро­вания на небольшие расстояния.

В установках погружных электронасосов в основном применял ют автотрансформаторы типа АТСЗ и трансформаторы ТЗСП. Шифр означает: А—автотрансформатор; Т—трехфазный; С—с естественным воздушным охлаждением (сухой); З—в защищенном исполнении; П—для питания погружных электродвигателей.

Например, АТСЗ-100—автотрансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, мощностью 100 кВ*А; ТЗСП-250/6— трансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, для питания погружных электродвигателей, мощностью 250 кВ*А, класс изоляции обмотки высокого напряжения 6 кВ.

Для подключения электронасоса к промысловой сети, его руч­ного и автоматического включения и защиты при коротких замы­каниях, перегрузках по силе тока или срыве подачи служат стан­ции управления.

Промышленностью выпускаются станции управления погружными электродвигателями серии ПГХ-5071 и ПГХ-6072 мощностью от 10 до 100 кВт с номинальным напряжением до 2300 В.

Станции ПГХ-5071 применяют при автотрансформаторном пи­тании погружных электродвигателей, они имеют мгновенную за­щиту от замыкания токоведущих частей «на землю» при помощи трансформаторов нулевой последовательности.

Станции ПГХ-5072 применяют при трансформаторном питании, они имеют непрерывный контроль сопротивления изоляции систе­мы «вторичная обмотка трансформатора—кабель—статорная об­мотка погружного электродвигателя» с автоматическим отключе­нием установки при падении сопротивления изоляции до 30 кОм.

В остальном схемы станции управления ПГХ-5071 и ПГХ-5072 аналогичны. Станции типа ПГХ-5071 и ПГХ-5072 обеспечивают: ручное включение и отключение установки; автоматическое вклю­чение установки в режиме самозапуска после восстановления на­пряжения питания, автоматическую работу в режиме программно­го управления по заранее заданной программе, состоящей из времени работы и времени простоя установки, суммарная продол­жительность которых до 24 ч; автоматическое включение и отклю­чение установки, подключенной к автоматизированной груп­повой системе сбора нефти и попутного газа, в зависимости от давления в коллекторе; управление установкой с диспетчерского пункта.

Станции управления мгновенно отключают установку при ко­ротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, пре­вышающих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с выдержкой времени до 20 с при перегрузках погружного электро­двигателя по силе тока, превышающих на 20% силу рабочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.

Дверь шкафа станции управления имеет механическую блоки­ровку с блоком рубильник—предохранитель, трансформаторы то­ка защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения.

Ручка станции управления снабжена замком с ключом.

Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в южных районах под навесом.

Кабельный барабан предназначен для транспортирова­ния кабеля от завода до потребителя, а также для спуска кабеля в скважину и подъема его из нее.

Сейчас широко распространены механизированные кабельные барабаны со специальным устройством для правильной укладки кабеля при его наматывании на цилиндр.

Для перевозки кабельного барабана с навитым на него кабе­лем, а также насоса, двигателя, протектора и другого оборудова­ния УЭЦН служит транспортировочный агрегат АТЭ-6. Агрегат монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, снабжен гидравли­ческим краном для погрузки и разгрузки оборудования. Оборудо­вание размещают на платформе агрегата по всей длине и уклады­вают на специальных прокладках.

Кабельный барабан погружают на платформу агрегата путем накатывания его по двум откидным погрузочным рампам при по­мощи лебедки, установленной за гидрокраном.

При отсутствии специальных машин оборудование УЭЦН пере­возят на бортовых автомашинах с длинным кузовом, при этом на­сос и двигатель транспортируют в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки специально изготовленные сани. Ка­бель перевозится намотанным на барабан. Станции управления необходимо перевозить с соблюдением правил транспортирования контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.

ПОРЯДОК ВЫБОРА УСТАНОВОК ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ

При выборе типоразмера установки погружного электронасоса известными величинами являются: заданный объемный дебит скважины по жидкости; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в ней нефти, воды и газа, по плотности и вязкости этих составляющих; содержание в отбираемой жидкости механи­ческих примесей (песка); глубина залегания пласта; температура пластовой жидкости; пластовое давление; коэффициент продуктив­ности; внутренний диаметр обсадной колонны; буферное давление.

Для выбора насоса при заданном отборе жидкости прежде все­го необходимо знать давление, которое он должен создавать.

Требуемое давление (напор) насоса увеличивается с увеличе­нием глубины, с которой необходимо поднимать жидкость, с уве­личением гидравлических сопротивлений в подъемных трубах и противодавления на устье скважины и уменьшается за счет рабо­ты газа в подъемных трубах.

Давление, создаваемое насосом,

(214)

где H—глубина расположения уровня жидкости в скважине при данном отборе; р_пл—плотность пластовой нефти на приеме на­соса; р_с—гидравлические сопротивления в трубах; Н_г—высота подъема жидкости в трубах за счет работы газа; р_б—давление на устье скважины.

Плотность пластовой жидкости р_пл определяется по известным плотности дегазированной нефти р_н, плотности газа р_г, газовому фактору Г, объемному коэффициенту нефти В, плотности пласто­вой воды р_в и объемной обводненности в долях единицы b:

(215)

Высоту H_г в формуле (214) приближенно определяют из вы­ражения

(216)

Здесь d—внутренний диаметр подъемных труб; р_б—буферное, давление; р_нас—давление насыщения; остальные обозначения прежние.

Для выбора типа электронасоса необходимо знать его парамет­ры в условиях отбора им воды, поскольку заводские характеристики приведены именно на такие условия. Поэтому следует учиты­вать вязкость жидкости и газосодержание в ней, снижающие по­казатели установок.

Пересчет параметров характеристики насоса с работы его на вязкой жидкости на работу при отборе воды выполняется с по­мощью пересчетных коэффициентов, определяемых по специальным номограммам, имеющимся в инструкциях по эксплуатации погружных электронасосов.

По полученным значениям подачи и напора насоса в условиях перекачки им воды находят необходимый типоразмер насоса.

При этом, зная внутренний диаметр обсадной колонны, опреде­ляют допустимый габарит погружного агрегата. Зазор по диамет­ру между обсадной колонной и погружным агрегатом должен быть не менее 6 мм.

Диаметр агрегата (рис. 162) определяется из выражения

(217)

где D_дв—наружный диаметр электродвигателя; D_нас—наружный диаметр насоса; h_каб—высота плоского кабеля; S—толщина хо­мута, крепящего кабель, или хомута и кожуха, защищающего ка­бель (все размеры в мм);ΔS—увеличение габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (примерно рав­но 0,5—1,5 мм).

По диаметру погружного агрегата, заданному отбору жидкости, давлению, которое должен создавать насос, выбирают 2—3 типо­размера установок. Установки подбирают так, чтобы заданные отбор и напор насоса находились в области рабочей его характе­ристики.

Рис. 152. Разрез погружного электронасоса

Напор насоса может быть снижен за счет уменьшения числа ступеней. Рекомендуется снимать не более 20% ступеней. В некоторых случаях допустимо увеличивать буферное давление на устье

скважины за счет установ­ки штуцера. Установку шту­цера применяют только в тех случаях, когда необхо­димо, не поднимая погружной агрегат, изменять ре­жим его работы. Такая не­обходимость возникает при быстром износе насоса и уменьшении его подачи. При этом уменьшают сопротивление штуцера (заменяют штуцером с большим диа­метром) и таким образом поддерживают требуемую подачу насоса.

Глубину подвески насоса определяют в основном в зависимо­сти от двух факторов: 1) снижения характеристики работы систе­мы погружной агрегат—подъемные трубы вследствие попадания свободного газа на прием насоса (чем меньше погружение/под уровень Жидкости, тем больше газа по объему входит в насос и тем хуже его характеристика); 2) уменьшения затрат на оборудо­вание и подземный ремонт при уменьшении погружения (меньше длина труб и кабеля и с меньшей глубины поднимается погружной агрегат при ремонте).

Мощность электродвигателя определяют с учетом к.п.д. насоса:

(218)

где N-мощность двигателя, кВт; Q—подача насоса, м³/с; Н— напор, развиваемый насосом, м; ;ρ—плотность жидкости, т/м³; g— ускорение победного падения (в расчетах принимается равным 10 м/с²), η_н— к.п.д. насоса, равный 0,34—0,58.

При измерении подачи насоса (в т/сут) формула принимает

(219)

По параметрам двигателя (рабочему и пусковому току, напря­жению и мощности) подбирают кабель. Кабель должен иметь возможно меньший диаметр, но при этом в нем не должно терять­ся более 5-6% мощности, а при запуске двигателя снижение напряжения не должно проводить к невозможности запуска двига­теля. Закончив выбор элементов установки, спускаемых в скважи­ну, определяю необходимые типоразмеры автотрансформатора и станции управления.

Для облегчения выбора подземного и наземного оборудования УЭЦН разработаны специальные номограммы, а также инструкции, которые имеются в каждом нефтедобывающем предприятии.

СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЦН ДЛЯ БЕСТРУБНОИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Применение погружных электронасосов, спускаемых в скважи­ну на насосно-компрессорных трубах, требует больших затрат вре­мени на выполнение спуско-подъемных операций, свинчивание и развинчивание резьбовых соединений труб. Вместе с этим дальней­шая интенсификация добычи нефти и совершенствование методов разработки нефтяных месторождений с использованием методов искусственного воздействия на пласт вызывают необходимость зна­чительного повышения напора и подачи насосов в пределах при­меняемых диаметров обсадных колонн.

В последнее время разработан беструбный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск электронасоса в скважи­ну на кабель-канате. Это значительно упрощает и ускоряет про­цесс спуско-подъемных операций, так как они становятся непре­рывными, а трудоемкие операции по соединению насосно-компрес­сорных труб и креплению к ним кабеля отпадают. При этом мето­де подъем жидкости из скважины осуществляется непосредственно по обсадной колонне.

Для разделения пространства нагнетания в скважине от поло­сти всасывания насоса применяют специальные пакеры-разобщители. При беструбной эксплуатации можно применять погружной электронасосный агрегат с верхним расположением электродвига­теля, что позволяет увеличивать габариты агрегата. По этой схеме (рис. 153) погружной агрегат 1, спущенный в скважину на кабель-канате, опирается на пакер 6, который заранее устанавлива­ют в обсадной колонне скважины в определенном месте. Резино­вое уплотнение насоса (у верхней часта пакера) разобщает верх­нюю часть колонны от приема насоса. Насос отбирает жидкость из-под пакера и нагнетает ее в обсадную Колонну. Жидкость омы­вает и охлаждает двигатель. Спуск и установка, а также демонтаж пакера обычно осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб.

Рис. 153. Установка погружного элек­тронасоса для беструбной эксплуата­ции:

1 — погружной агрегат; 2 — головка крепления кабель-каната; 3 — устье скважины; 4 — лебедка; 5 — обсадная колонна; 6 — пакер

Пакер или разобщитель—это устройство, служащее для гер­метичного разделения нижней части внутренней полости труб (об­садных, насосно-компрессорных) от верхней. В данном случае па­кер отделяет фильтровую зону колонны обсадных труб от ее верх­ней части. Для спуска погружного агрегата в скважину применя­ют специальную лебедку, смонтированную на автомашине. После спуска и установки агрегата кабель заклинивается и уплотняется в головке на устье скважины.

Беструбная эксплуатация нефтяных скважин погружными электронасосами способствует расширению области применения и повышению эффективности электронасосов благодаря полному использованию поперечного габарита скважин, снижению гидравлических потерь напора, возможности эксплуатации наклонных скважин и скважин небольшого диаметра (с обсадными колон­нами диаметром 141, 127, 114 мм).

Верхнее расположение электродвигателя при беструбной схеме эксплуатации скважин позволяет применять максимально большие диаметры электродвигателя и насоса, а следовательно, резко по­вышать подачу и напор насоса, а также к.п.д. электродвигателя и насоса и при тех же мощностях уменьшать длину погружно