Основные элементы установки погружного центробежного насоса

Цель дистанционного курса – описать назначение, устройство, классификацию, основные характеристики УЭЦН для операторов и специалистов НГД.


Промышленное применение установок ЭЦН было впервые начато
в 1929 году. Первый погружной центробежный насос для добычи
нефти с маслозаполненным погружным электродвигателем был
предложен русским инженером, изобретателем А.А. Арутюновым.
Он основал в 1930 году в США фирму РЭДА по производству пог-
ружных насосов. Название, которое Арутюнов дал своей компании
– аббревиатура РЭДА – Русский Электрический Двигатель Ару-
тюнова, емко отразило технологию, страну ее изобретения, а также
фамилию самого изобретателя. В настоящее время фирма РЭДА
является крупнейшим производителем УЭЦН за рубежом.
В Советском Союзе работы в этом направлении велись с 1940 года
в бюро глубоководных электрических машин Нефтемашпроекта,
однако первые промышленные конструкции и серийное производство
УЭЦН были освоены после организации в 1950 году в системе не-
фтяной промышленности Особого конструкторского бюро по бес-
штанговым насосам – ОКБ БН.


В настоящее время основными производителями погружных центро-
бежных насосов в России являются Альметьевский насосный завод
(АО «АЛНАС») – крупнейший в мире завод-изготовитель УЭЦН, Лебе-
дянский машиностроительный завод (АО «ЛЕМАЗ») и московский
завод «Борец». Интересные разработки предлагаются и другими орга-
низациями. Так, пермский завод АО «Новомет» изготавливает мето-
дом порошковой металлургии оригинальные ступени погружных центро-
бежных насосов, хорошо зарекомендовавшие себя на промыслах.
За рубежом, помимо фирмы РЭДА, наиболее известные производи-
тели установок ЭЦН – компании «Центрилифт» и ESP. В последние
годы большую активность проявляют также изготовители УЭЦН из
Китайской Народной Республики.


Назначение УЭЦН
Электроцентробежная насосная установка комплекс оборудо-
вания для механизированной добычи жидкости через скважины
с помощью центробежного насоса, непосредственно соединен-
ного с погружным электродвигателем.

Установки имеют два исполнения: обычное и коррозионностойкое.

Пример условного обозначения установки:
УЭЦНМ5-125-1200, где

У – установка, Э – привод от погружного двигателя, Ц – центробежный, Н – насос, М – модульный, 5 – группа насоса, 125 – подача, м 3 /сут, 1200 – напор, м.

☝️ Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

ЭЦН для нефтяных скважин включает:
• центробежный насос с 50–600 ступенями;
• асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;
• протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды;
• кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.

Конструкция и состав УЭЦН

Длина ЭЦН 25–30 м. При длине центробежного насоса и электро-
двигателя более 5–8 м (в зависимости от диаметра), они состоят из
отдельных секций. Поэтому для удобства сборки, транспортировки,
монтажа погружные центробежные насосы спроектированы по
секционному принципу
.
Как правило, насос включает нижнюю секцию с приемной сеткой,
среднюю и верхнюю секции
, причем средних секций может быть
несколько. Широко применяются также варианты комплектации насо-
сов средней секцией с дополнительным входным модулем.
В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свобод-
ного газа на работу насоса, в состав приемного модуля включается
газосепаратор.
Секция насоса (рис. 3) состоит из корпуса (1), вала (2), пакета сту-
пеней
(рабочих колес (3) и направляющих аппаратов) (4), верх-
него подшипника
(5), нижнего подшипника (6), верхней осевой
опоры
(7), головки (8), основания (9), двух ребер (10) для защиты
кабеля, резиновых колец, шлицевой муфты (11) и промежуточ-
ных подшипников
.

Секция насоса (рис. 3)

Жидкость, проходя через направляющие аппараты, разгоняется и,
под действием центробежных сил, устремляется к следующей ступе-
ни
. Таким образом, жидкость получает приращение напора от ступени
к ступени. Рабочие колеса (3) и направляющие аппараты (4) уста-
новлены последовательно. Направляющие аппараты стянуты вер-
хним подшипником (5) и основанием (9) в корпусе (1) и во время
работы неподвижны.

Рабочие колеса установлены на вал (2), который
через шпонку приводит их во вращение. Верхний, промежуточные
и нижний подшипники являются радиальными опорами вала, а вер-
хняя осевая опора воспринимает нагрузки, действующие вдоль оси
вала. Резиновые кольца герметизируют внутреннюю полость секции
от утечек перекачиваемой жидкости.

Шлицевые муфты служат для передачи вращения от одного вала
к другому. На период транспортировки и хранения секции должны
быть закрыты крышками.

Ребра предназначены для защиты электрического кабеля, распо-
ложенного между ними, от механических повреждений при спуске
и подъеме насоса.


Верхняя секция насоса заканчивается ловильной головкой.
Входной модуль (рис. 4) служит для приема и грубой очистки от ме-
ханических примесей перекачиваемой продукции.

Входной модуль (рис. 4)

В состав входного
модуля может входить газосепаратор, для разгазирования продук-
ции и отвода газа в затрубное пространство. Входной модуль состоит
из основания (1) с отверстиями для прохода скважинной продукции,
вала (2) и приемной сетки (3). Для соединения с другими модуля-
ми на вале установлена шлицевая муфта. В основании установлены
подшипники скольжения вала и шпильки, при помощи которых мо-
дуль крепится верхним концом к секции насоса, а нижнем фланцем
– к протектору.

Обратный клапан (рис. 2) предназначен для предотвращения обрат-
ного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жид-
кости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения

Обратный клапан (рис. 2)

повторного запуска насоса. Обратный клапан используется также при
опрессовке колонны насосно-компрессорных труб после спуска уста-
новки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса (1), с одной
стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для под-
соединения спускного клапана, а с другой стороны – наружная ко-
ническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней
секции насоса
. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло
(2), на которое опирается тарелка (3). Тарелка имеет возможность
осевого перемещения в направляющей втулке (4). Под воздействием
потока перекачиваемой жидкости тарелка (3) поднимается, тем са-
мым открывая клапан. При остановке насоса тарелка (3) опускается
на седло (2) под воздействием столба жидкости в напорном трубоп-
роводе, т.е. клапан закрывается. Во время транспортировки и хране-
ния на обратный клапан навинчивают крышки.

Спускной (сбивной, сливной) клапан (рис. 1) предназначен для
слива жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно-комп-
рессорных труб) при подъеме насоса из скважины.

Спускной (сбивной, сливной) клапан (рис. 1)

Спускной клапан имеет корпус (1), с одной стороны которого име-
ется внутренняя коническая резьба муфты для соединения
к насосно-компрессорным трубам, а с другой стороны – наружная
коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан. В кор-
пус ввернут штуцер (2), который уплотнен резиновым кольцом (3).
Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся
во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) специ-
альным инструментом ( ☝️ например, ломом, сбрасываемым в НКТ),
и жидкость из колонны насосно-компрессорных труб вытекает через
отверстие в штуцере в затрубное пространство.

Погружные асинхронные двигатели (ПЭД) в зависимости от мощ-
ности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости
от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряже-
нием от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет
50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа
двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц.
Синхронная частота вращения вала двигателя – 3000 об/мин. Рабо-
чее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки,
по часовой стрелке.

Погружной электродвигатель (ПЭД) – трехфазный, асинхронный с
короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичный. Про-
тектор
и компенсатор соединены с электродвигателем при помощи
шпилек и гаек. Вал электродвигателя с валом протектора соеди-
няется через шлицевую муфту. Эти соединения осуществляются при
монтаже двигателя на скважине. Внутренняя полость двигателя гер-
метична и заполнена диэлектрическим маслом. В головке электро-
двигателя имеется разъем электрического и механического соедине-
ния с питающим электрическим кабелем. При подаче напряжения по
кабелю вал двигателя приводится во вращение и через шлицевую
муфту вращает вал насоса. Верхний конец протектора приспособлен
для стыковки с погружным насосом.

Электродвигатели мощностью от 12 до 70 кВт (рис. 5) односекци-
онные и состоят из статора (1), ротора (2), головки (3), основания
(4) и узла токоввода (5).

Электродвигатель (рис. 5)

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод,
изготовленный из листовой электротехнической стали. Статор магнитомягкий по всей длине. В пазы статора уложена трехфазная про-
тяжная обмотка
из специального обмоточного провода. Фазы обмот-
ки соединены в звезду.
Внутри статора размещается ротор, представляющий из себя набор па-
кетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и
последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым
для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой
электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни,
сваренные по торцам с короткозамкнутыми медными кольцами.
Для создания более благоприятных условий работы подшипников
весь набор пакетов на валу разбит на группы, зафиксированные сто-
порными кольцами. При этом между группами обеспечивается гаран-
тированный рабочий зазор 2–4 мм.
Втулки подшипников – металлокерамические, а корпуса выполне-
ны из немагнитного чугуна-нирезиста с запрессованными стальными
втулками и имеют устройство, обеспечивающее механическое стопо-
рение их от проворота в расточке статора.
Верхний конец статора соединен с головкой (3), в которой размещен
узел упорного подшипника (6) и узел токоввода (5).
Узел упорного подшипника воспринимает осевые нагрузки от веса
ротора и состоит из основания, кольца резинового, подпятника и
пяты. Узел токоввода представляет из себя изоляционную колодку, в
которой расположены контактные гильзы, соединенные проводами с
обмоткой статора. Колодка стопорится в головке винтом и герметизи-
руется резиновым уплотнительным кольцом. Узел токоввода явля-
ется элементом электрического разъема для подсоединения кабеля.
В головку ввернут обратный клапан для закачки через него масла.
Сквозь головку проходит вал электродвигателя, на конец которого
надета шлицевая муфта (7) для соединения с валом протектора. В
торец головки ввернуты шпильки для соединения с протектором.
В нижней части электродвигателя расположено основание, в котором
размещен фильтр для очистки масла (8). В основании имеются ка-
налы
для сообщения с внутренней полостью компенсатора. Каналы
перекрываются перепускным клапаном (9), который после монтажа
двигателя на скважине нормально открыт. Отверстие, в которое ввер-
нут перепускной клапан, герметизируется пробкой на свинцовой про-
кладке. В основание ввернут обратный клапан для закачки масла в
электродвигатель. Нижний конец основания выполнен в виде фланца
с посадочным буртом для присоединения компенсатора. Для гермети-
зации этого соединения служат резиновые кольца.

☝️ Электродвигатели мощностью свыше 80 кВт обычно выполняют
двухсекционными. Они состоят из верхней и нижней секций, которые
соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состо-
ит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному
электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой после-
довательное, внутреннее и осуществляется с помощью трех наконечни-
ков, расположенных в нижней полумуфте, и трех гильз, расположенных в
верхних полумуфтах. Роторы секций соединяются между собой муфтой.

Гидрозащита двигателя, состоящая из протектора и компенсато-
ра – это специальное устройство, которое выполняет следующие
функции:
• уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давле-
нием пластовой жидкости в скважине;
• компенсирует тепловое изменение объема масла во внутрен-
ней полости двигателя;

• защищает внутреннюю полость двигателя от попадания плас-
товой жидкости и предотвращает утечки масла при передаче
вращения от электродвигателя к насосу.

Существуют различные конструкции гидрозащит. Рассмотрим
одну из них, часто встречающуюся на практике.
Компенсатор МК 51 представляет из себя корпус в виде трубы (10),
внутри которого размещена резиновая диафрагма (11). Внутренняя
полость диафрагмы заполнена маслом и сообщается с внутренней
полостью электродвигателя по каналу в головке (12), который пере-
крыт пластмассовой пробкой. В головке имеется отверстие для запол-
нения маслом внутренней полости диафрагмы, которое герметизиру-
ется пробкой на свинцовой прокладке и отверстие с перепускным
клапаном. Перепускной клапан используется в процессе подготов-
ки компенсатора к монтажу. Полость за диафрагмой сообщается с
пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора.
Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пласто-
вой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в дви-
гателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые
изменения объема масла в двигателе в процессе его работы. В голо-
вку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродви-
гателем.

При работе установки ЭЦН в процессе включений и выключений
электродвигателя заполняющее его масло периодически нагрева-
ется и охлаждается
, изменяясь соответственно в объеме.
Изменение объема масла компенсируется за счет деформации элас-
тичных диафрагм компенсатора и протектора. Проникновению же
в двигатель пластовой жидкости препятствуют торцовые уплотне-
ния протектора.
Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю слу-
жит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля

(круглого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой
кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлини-
телем обеспечивается неразъемной соединительной сросткой.
Кабель-удлинитель, проходящий вдоль насоса, имеет уменьшенные
наружные размеры по сравнению с основным кабелем.
Наиболее распространенные отечественные кабели – КПБК (ка-
бель с полиэтиленовой изоляцией бронированный круглый) и КПБП
(кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский).

Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией
из полимидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, со свинцо-
выми оболочками поверх изоляции жил, и др

Конструкция кабелей
КПБК (а) и КПБП (б)

Наземное оборудование установки погружного
центробежного насоса

Прежде всего следует отметить, что обратный клапан устьевой ар-
матуры необходим для перепуска попутного газа из затрубного
пространства в линию
. При работе УЭЦН в скважине практически
всегда некоторая часть попутного газа вледствие естественной либо
искусственной сепарации на приеме насоса поступает в затрубное
пространство. ☝️ Накапливаясь там, газ будет отжимать динамический
уровень жидкости вниз.
Когда динамический уровень достигнет приема ЭЦН, газ прорвется
в насос и произойдет срыв подачи. Чтобы предотвратить это, уста-
навливают обратный клапан на устьевой арматуре.
Конструкции устьевых обратных клапанов бывают различны-
ми.
Чаще всего встречаются клапана шариковые, тарельчатые и
хлопушечного типа. При работе установки в скважине клапан пе-
репускает газ из затрубного пространства в линию, и срыва пода-
чи из-за накопления газа в затрубном пространстве не происходит.
Давление в затрубном пространстве скважины при этом несколько
выше, чем в выкидной линии, за счет перепада давления на обрат-
ном клапане. Впрочем, этот перепад в большинстве случаев нор-
мальной эксплуатации настолько мал, что в практических расчетах
им можно пренебречь.

Из наземного электрооборудования установки наиболее важны-
ми элементами являются трансформатор и станция управления.

Трансформатор служит для повышения напряжения до величины
рабочего напряжения ПЭД с учетом потерь в кабеле.

Станция управления предназначена для пуска и остановки насо-
са, а также для защиты от аварийных режимов. Например, в случае
резкого возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при
заклинивании вала погружного насосного агрегата) защита по пере-
грузке отключает установку. При существенном падении силы тока
(например, вследствие срыва подачи насоса из-за вредного влияния
свободного газа) станция управления, имеющая защиту по недогруз-
ке, также отключает УЭЦН.

В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический
режимы работы.
В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварий-
ного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу
можно только вручную.

В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварий-
ного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу
можно только вручную.
В автоматическом режиме предусмотрен самозапуск установки че-
рез некоторое время после возобновления подачи электроэнергии.
Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем
скважинам. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего
Севера и Восточной Сибири, когда существует опасность замерзания
устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке на-
соса, автоматический самозапуск нежелателен. Более предпочти-
тельным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор
приезжает на скважину и включает насос в работу только после про-
паривания устьевой арматуры и выкидной линии.
Современные станции управления позволяют также при наличии со-
ответствующих датчиков, установленных в погружном электронасос-
ном агрегате, контролировать давление и температуру на приеме ЭЦН,
а также уровень вибрации.
Кабель, идущий от скважины, должен иметь открытое разъемное соеди-
нение, чтобы избежать прохода газа по кабелю в помещение станции
управления. Для этого в состав установки входит специальная соеди-
нительная вентиляционная коробка
.

Газ, проникший по кабелю, выходит наружу через трубку отвода газа. Тем самым предотвращается опасность накопления и взрыва газа в помещении станции управления.

Запуск и вывод на режим УЭЦН

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное
в таблице время после запуска в зависимости от типоразмера ус-
тановки, диаметра НКТ и статического уровня.

В случае отсутствия притока замеры изменения динамического уровня скважины, пласт которой не заработал, производятся через 15 мин.
Время непрерывной работы установки в этом случае снижения динамического уровня до напорной характеристики не должно превышать 0,5 часа (для э/двигателей мощностью свыше 45 кВт), для остальных установок УЭЦН на охлаждение после первого часа работы, с отслеживанием притока.
Приток жидкости из пласта необходимо определять по восстановлению уровня жидкости в затрубном пространстве скважины после каждой остановки УЭЦН в процессе вывода, используя расчетные данные из таблицы.

В случае достаточного притока из пласта последующие откачки
скважинной жидкости можно производить до минимально допус-
тимого уровня над приемом УЭЦН.

В случае недостаточного притока из пласта для охлаждения ПЭД
время непрерывной работы установки ограничивается:
• для УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт включительно – не бо-
лее 2 часов;
• для УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт, но менее 45 кВт
включительно – не более одного часа;
• УЭЦН с ПЭД мощностью выше 45 кВт – не более 50 минут.
Работа УЭЦН без остановок на охлаждение допускается только
при притоке из пласта большем, чем минимально допустимый
для данного типа ПЭД.

Определяется величина притока.
Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее пара-
метры удовлетворяют следующим требованиям:
• дебит соответствует рабочей характеристике насоса, а резуль-
таты трех последовательных измерений, выполненных с ин-
тервалом 30 минут, близки по значению;
буферное и затрубное давления постоянны;
• установлен максимально допустимый штуцер (при наличии);
динамический уровень не ниже допустимого, а результаты трех
последовательных измерений динамического уровня, выпол-
ненных с интервалом 30 минут, близки по значению (± 50 м), либо
наблюдается стабильный его подъем;
• объем жидкости, отобранный из скважины, равен двум объ-
емам
ее обсадной колонны, но не менее двух объемов исполь-
зованной при ремонте жидкости глушения.