Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое обрудование

Подождите немного. Документ загружается.

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 скважин-

ного центробежного насоса полезная мощность при этих условиях

превышает 100 кВт.

Скважинные центробежные насосы при напоре 1915 м обеспечива-

ют отбор жидкости до 125 м

/сут из скважин с внутренним диаметром

колонны обсадных труб 130 мм; при напоре550 м - 900 м

/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.

-211-

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 коррозионностой-

ких 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. Скважин-

ный 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.

Ограничение диамет-

ров скважинных электро-

насосных агрегатов при-

водит к необходимости

увеличения длины агрега-

Рис. 4.56. Установка скважинного

центробежного насоса

-212-

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, маслонаполнен-

ный, 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 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 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

-213-

не менее 121,7 мм; УЭЦН5А- не 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, м

/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,

с подачей 130 м

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

В обозначении 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

в климатическом 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 мм

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.

-214-

Тип станции управления обозначается, например, ШГС5804-

49АЗУ1, 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

-215-

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

-216-

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 модулем-

секцией.

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 модулем-

секцией.

Рис. 4.60. Модуль-головка насоса:

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

-217-

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 коррозионно-

стойкой высокопрочной стали марки

03Х14Н7В и имеют на торце маркировку

«НЖ», для насосов повышенной коррози-

онностойкости - 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 (насосно-

компрессорной 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 м

/сут, с резьбой 89 - более 800 м

/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

Рис. 4.61. Газосепаратор:

1 - головка; 2 - втулка

радиального подшипника;

3 - вал; 4 - сепаратор;

5 - направляющие аппараты;

6 - рабочее колесо;

7 - корпус; 8 - шнек;

9 - основание

-218-

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

к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется

к гидрозащите 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 м

/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с пода-

чами 1000, 1250 м

/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 м

/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 м

/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

-219-

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-

-220-