что подразумевается под понятием турбинное вращение уэцн

Сегодня в Российской нефтедобывающей отрасли большая часть насосов (свыше 85%) это электропогружные насосные установки (УЭЦН). Парк УЭЦН начал интенсивно расти в отрасли, начиная с 1999 года в связи с переходом.

Общая тенденция «интеллектуализации» СУ

Сегодня в Российской нефтедобывающей отрасли большая часть насосов (свыше 85%) это электропогружные насосные установки (УЭЦН). Парк УЭЦН начал интенсивно расти в отрасли, начиная с 1999 года в связи с переходом на интенсивную добычу нефти. Процесс же интенсификации добычи связан с увеличением глубин спуска УЭЦН, с большим содержанием свободного газа и механических примесей в откачиваемой жидкости, с повышением температуры откачиваемой жидкости, с отложением солей на элементах погружного оборудования. Всё это потребовало от производителей УЭЦН разработки нового более высоконапорного и надёжного оборудования. Производители насосов с честью справились с этой задачей, и на сегодня российская промышленность выпускает УЭЦН почти не уступающие по основным характеристикам передовым образцам иностранного производства.

Кроме собственно самого ЭЦН в комплекс УЭЦН входит и станция управления ЭЦН (СУ ЭЦН). От работы СУ ЭЦН зависит и долговечность оборудования, и правильность работы системы «пласт-скважина-насосная установка».

Станции управления погружными насосами на сегодня выполняют следующие функции:

Все вышеперечисленные функции являются обязательными и реализованы в СУ любых производителей.

«Сердцем» СУ является контроллер, который и призван обеспечивать выполнение всех вышеперечисленных функций.

Бурное развитие производства электронных компонентов последних лет (к сожалению, в основном в западных странах), в том числе и микроконтроллеров, позволило многократно повысить производительность встраиваемых контроллеров. Эта тенденция захватывает практически все отрасли промышленности, и, естественно, нефтедобычу в том числе. Производительность, а следовательно и вычислительная мощьность контроллеров СУ непрерывно растёт. Многие производители используют в своих новейших разработках контроллеров СУ высокопроизводительные процессоры цифровой обработки сигналов (ЦСП), что позволяет возлагать на контроллеры СУ всё большие и большие обязанности, ранее им не свойственные.

Если ранее основной «обязанностью» контроллера СУ было обеспечение только функций защит, то современные контроллеры позволяют производить обработку данных, приходящих с разнообразных датчиков (эхолоты, погружная телеметрия) непосредственно на скважине, передавать эти, уже обработанные, данные на «верхний уровень», и на основании этих данных принимать собственные решения о режиме работы ЭЦН.

Основные тенденции в развитии контроллеров СУ ЭЦН таковы:

График роста производительности встроенных контроллеров представлен на рисунке:

Дальнейшее развитие вышеописанных тенденций неминуемо приведёт к созданию комплекса т. н. «интеллектуальной скважины». Основную роль в этом комплексе очевидно будет играть высокопроизводительный надёжный контроллер СУ ЭЦН.

Новейшие универсальные контроллеры «Электронмаш» для СУ

Новое поколение контроллеров для СУ производства ЗАО «ЭЛЕКТРОНМАШ» (Санкт-Петербург) — очередной шаг к реализации идеи «интеллектуальной скважины». Разработанный на основе 2-х ядерной технологии контроллер сочетает в себе высочайшую производительность и надёжность с простотой использования и широчайшим набором функций.

В двухпроцессорной системе один микроконтроллер (условно «Основной») обеспечивает основные необходимые функции станции, а именно защиту самого насоса, расчёт режимов на основе данных подключённых датчиков, и при наличии частотного привода — управление оным.

Второй «вспомогательный» микроконтроллер обеспечивает сервисные функции: связь с верхним уровнем, связь по радиоканалу, обеспечение работы клавиатуры и дисплея.

Такая структура позволяет увеличить надёжность системы в части выполнения основных функций.

Структурная схема 2-х процессорной системы и возможностей внешних подсоединений представлена на рисунке:

Контроллер обеспечивает вычислительную производительность 150 000 000 операций в секунду, имеет 6 входов измерения тока 6 входов измерения напряжения, 2000 000 байт памяти для хранения архива событий и истории работы. При снятии среза данных 1 раз в 2 минуты этого объёма хватает на 86 суток работы. При снятии питания архив сохраняется в течении 60 дней.

В состав контроллера входит USB контроллер, что позволяет считывать архивы и менять прошивку контроллера, используя обычную USB FLASH-память.

В состав контроллера входит модуль удаленного радио доступа, который позволяет снимать текущую информацию, архив, а также конфигурировать контроллер находясь от него в радиусе 500 м.

Стандартные интерфейсы:

Контроллер способен:

Контроллеры нового поколения создавались как универсальные средства для управления насосами нефтедобычи. Контроллер может быть встроен в любую систему телеметрии, использующую стандартный протокол, при использовании нестандартного протокола, контроллер легко адаптировать к нему. Контроллер адаптирован на программном уровне к работе как в составе СУ с частотным приводом, так и для работы в составе обычной СУ. При необходимости контроллер расширяется, использую шину CAN.

Возможности расширения представлены на рисунке:

Итак, существуют высокопроизводительные контроллеры для СУ ЭЦН, и естественно станции на их основе. Разработаны и серийно выпускаются надёжные высоконапорные ЭЦН. Единственная проблема: как собственно осуществить само регулирование. При использовании СУ ЭЦН пусть даже с мощным контроллером и с широчайшими возможностями воздействовать на электродвигатель насоса можно только по принципу «пуск/останов», что делает практически невозможным реализацию каких бы то ни было законов управления. Выходов из создавшейся ситуации возможно два:

Учитывая сложившийся парк УЭЦН единственно возможный выход — это применение преобразователя частоты.

СУ с частотным приводом — путь глубокой автоматизации СУ

Итак на настоящий момент единственным устройством, позволяющим регулировать частоту вращения асинхронного двигателя является преобразователь частоты (ПЧ).

ПЧ применяют для регулирования частоты вращения электродвигателей переменного тока, приводящих во вращение различные рабочие механизмы (насосы, вентиляторы, компрессоры и др.). Регулирование частоты электродвигателя ЭЦН позволяет регулировать и производительность самого насоса. Причём регулирование это происходит очень плавно, т. к. современные ПЧ позволяют регулировать частоту с дискретностью 0,1 Гц.

Кроме регулирования частоты применение ПЧ позволяет:

Это далеко не полный перечень того, что «может» ПЧ, но наибольший эффект от применения ПЧ в нефтедобычи — это возможность глубокой автоматизации.

Рассмотрим схему автоматизации, основанную на СУ с ПЧ ЗАО «Электронмаш». (Данная система реализована и успешно работает на одном из месторождений Западной Сибири).

Cистема автоматизации добычи на основе СУ ELM-0083I производства ЗАО «Электронмаш» представлена на рисунке:

Система состоит из:

Система постоянно контролирует уровень жидкости и дебит скважины и на основе этих данных рассчитывает и задаёт частоту вращения ЭЦН. Регулирование происходит по 2-м основным критериям:

Если ранее скважина работала в режиме «по графику» 2 часа работы на 4 часа простоя и общий дебит за месяц составлял на 30% меньше, чем дебет при работе СУ с ПЧ.

Данные скважины:

Данные насоса:

Данные двигателя: мощность 37 кВт.

Сравнение режимов работы СУНН представлены на рисунке:

Таким образом, применение системы «интеллектуальной скважины» позволило:

Приведённый простой пример показывает, каких результатов можно добиться, используя «интеллектуальную» СУ с ПЧ.

При использовании же систем погружной телеметрии применение ПЧ позволит гораздо более эффективно выстраивать алгоритмы работы скважины, учитывая массу дополнительных параметров. Система, включающая в себя СУ с ПЧ, комплект погружной телеметрии позволяет построить на базе рабочей станции некий миницентр по обработке информации о скважине и выбору оптимального режима её эксплуатации.

Дальнейшие возможности автоматизации представлены на рисунке:

При работе преобразователя частоты в системе «ПЧ — повышающий трансформатор — погружной электродвигатель» возникает ряд проблем:

I. Влияние на входной трансформатор.
Как известно, следствием работы преобразователя частоты является повышение потерь в стали и обмотках, а, следовательно, и повышенный нагрев трансформатора. Кроме того, возникает дополнительный шум в работе трансформатора.

II. Влияние на выходной трансформатор.
Выходной трансформатор также подвержен влиянию работы преобразователя частоты. В трансформаторе увеличиваются потери в стали и возникает шум при его работе. В кабелях, которые соединяют выход преобразователя с повышающим трансформатором, к тому же увеличивается вероятность пробоя изоляции из-за повышения скорости нарастания напряжения в импульсах, формируемых инвертором.

При проектировании станции управления ELM-083I производства ЗАО «Электронмаш» были устранены эти проблемы. Влияние преобразователя частоты на входной и выходной трансформаторы подавляется на 97%.

Перспективные схемы силовой части ПЧ для улучшения характеристик энергопотребления

Сегодня инженеры и разработчики ЗАО «Электронмаш» рассматривают две перспективные схемы силовой части ПЧ:

Такая схема позволяет использовать более дешёвые силовые элементы (более низкий ток) и позволяет непосредственно влиять на двигатель (в обычном случае ПЧ регулирует систему «ПЧ-Трансформатор-Кабель-Двигатель»).

Двухтрансформаторная схема представлена на рисунке:

Дополнительные возможности СУ с ПЧ (помимо изменения частоты)

Кроме всех вышеперечисленных плюсов СУ с ПЧ хотелось бы отметить некоторые уникальные возможности, вносимые в СУ ПЧ:

Кроме изменения частоты вращения электродвигателя, преобразователь частоты может плавно разгонять двигатель до номинального режима работы и плавно его останавливать. Плавный пуск и торможение исключают биения механизма, а значит, уменьшают механический и электрический износ оборудования.

Общеизвестно, что при остановке насоса нефть начинает стекать, возникает т. н. турбинное вращение, т. е. разворот двигателя в противоположенном направлении. Повторный запуск в случае турбинного вращения возможен только по его окончании. На опыте нашей эксплуатации это время составляет от 20 до 60 мин. Используя станцию управления с преобразователем частоты можно запустить двигатель в любой момент, игнорируя турбинное вращение.

График торможения и разгона при турбинном вращении представлен на рисунке:

Методика пуска довольна проста:

При пуске ПЧ начинает «поиск» частоты вращения в другую сторону. Найдя эту частоту, он плавно подхватывает двигатель, затем плавно тормозит и запускает в другую сторону и выходит на рабочую частоту. Эта особенность позволяет экономить время и более полно использовать ресурс оборудования.

При заклинивании насоса происходит срабатывание защиты от заклинивания вала (защита от перегрузки).

Если запустить двигатель после этого не удаётся в нормальном режиме, то единственное, что остаётся — это снять защиту от перегрузки и попытаться запустить двигатель путём подачи на него прямого напряжения и, как следствие, ничем неконтролируемого тока. Надо ли говорить, что при данном способе расклинивания и двигатель, и насос, и всё электрооборудование испытывают «шоковые» перегрузки.

При использовании ПЧ в данном случае возможно применение методики «раскачки». ПЧ подаёт повышенное напряжение пониженной частоты в одном, а затем в другом направлении, как бы раскачивая двигатель. При этом момент на валу двигателя может быть выше номинального, а ток, тем не менее, не превышать номинального. Такая возможность присуща только СУ с ПЧ. Применение аналогичных методик, с использование реверсивного контактора, когда полное напряжение подаётся то в одну, то в другую сторону влечёт за собой повышенные механические нагрузки на насос и повышенные нагрузки на электрооборудование.

Особенности выбора оборудования при применении СУ с ПЧ

Применение станций управления с преобразователями частоты имеют ряд особенностей, обусловленных физическими параметрами:

Зависимость напорной характеристики при различных частотах представлена на рисунке:

СУ для насосов с вентильными двигателями — дальнейший путь развития СУ

Альтернативой погружным асинхронным двигателям являются вентильные двигатели. Вентильный двигатель представляет собой двигатель постоянного тока, у которого функцию коллектора выполняют электронные ключи. Управление ключами осуществляется в зависимости от сигнала с датчика положения ротора. В случае погружных двигателей нет возможности реализовать конструктивно датчик положения ротора, поскольку необходимо было бы связывать датчик, расположенный на валу двигателя с преобразователем частоты, расположенным в станции управления на поверхности земли. Поэтому контроль положения ротора осуществляется за счет математической обработки параметров (ток, частота вращения, напряжение) на выходе станции управления.

Преимущества вентильных двигателей:

Выводы:

Авторы:
Андрей Шершнев, технический директор ЗАО «Электронмаш»
Антон Радевич, инженер ЗАО «Электронмаш»

Источник

Уэцн принцип работы

Легко ли добыть нефть. Что такое УЭЦН и как он работает

Схема УЭЦН

В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – главный узел. Насос делает основную работу – подъем жидкости. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени). Чем больше дебит и напор – тем больше он потребляет энергии. Все взаимосвязано. Насосы кроме дебита и напора отличаются еще габаритом и исполнением – стандартные, износостойкие, коррозионостойкие, износо-коррозионостойкие.

ПЭД (погружной электродвигатель) Электродвигатель второй главный узел – крутит насос. Это обычный (в электрическом плане) асинхронный электродвигатель – только он тонкий и длинный. У двигателя два главных параметра – мощность и габарит. И опять же есть разные исполнения стандартный, теплостойкий, коррозионостойкий, особо теплостойкий. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель, и компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.

Протектор (гидрозащита) – стоит между насосом и двигателем. Он делит полость двигателя, заполненную маслом, от полости насоса, заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение. Кроме этого, он уравнивает давление внутри двигателя и снаружи.

Кабель. Бывает разных сечений (диаметров жил), отличается броней (обычная оцинкованная или из нержавейки) и температурной стойкостью. Есть кабель на 90, 120, 150, 200 и даже 230 градусов.

Дополнительные устройства

Газосепаратор (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Он отделяет жидкость от свободного газа на входе в насос. Часто, очень часто количества свободного газа на входе в насос вполне достаточно, что бы насос не работал – тогда ставят какое либо газостабилизирующее устройство. Если нет необходимости ставить газосепаратор – ставят входной модуль.

ТМС – это своего рода тюнинг. Кто как расшифровывает – термоманометрическая система, телеметрия.

Защитные устройства

Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен. Для слива жидкости перед подъемом ставят сливной клапан (сливная муфта). Обратный и сливной клапан исполнены в виде переводников и устанавливаются в колонне НКТ над УЭЦН.

ЭЦН висит на насосно-компрессорных трубах. И смонтирован в следующей последовательности:Вдоль НКТ (2-3 километра) – кабель, сверху – КС, потом КОШ, потом ЭЦН, потом газосепаратор (или входной модуль), затем протектор, дальше ПЭД, а еще ниже ТМС. Кабель проходит вдоль ЭЦНа, сепаратора и протектора до самой головы двигателяВсе части УЭЦН секционные, секции длиной не более 9-10 метров и собирается установка непосредственно на скважине.

Основные узлы установки и их назначение УЭЦН

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррози­онной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99%. Механических примесей в откачиваемой жидко­сти должно быть не более 0,01 массовых % (или 0,1 г/л), при этом твердость механических примесей не должна превышать 5 баллов по Моосу; сероводорода — не более 0,001%. По требова­ниям технических условий заводов-изготовителей, содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25%.

Центробежный насос коррозионностойкого исполнения предназначен для работы при содержании в откачиваемой пластовой жидкости сероводорода до 0,125% (до 1,25 г/л). Износостойкое исполнение позволяет откачивать жидкость с содержанием механических примесей до 0,5 г/л.

Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Максимальное количество ступеней в насосах достигает 550 штук.

Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

Модульные ЭЦН

Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспор­тировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса.

Высоконапорные насосы составляются из нескольких сек­ций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы шлицевыми муфтами. Каждая секция насо­са имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Приемную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку — только верхняя секция насоса. Секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем 6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3,4 и 5 м), в зависи­мости от числа ступеней, которые надо в них разместить.

Насос состоит из входного модуля (рис. 6.4), модуля секции (модулей-секций) (рис. 6.3), модуля головки (рис. 6.3), обрат­ного и спускного клапанов.

Допускается уменьшить число модулей-секций в насосе, соответственно укомплектовав погружной агрегат двигателем необходимой мощности.

Соединения модулей между собой и входного модуля с двигателем фланцевые. Соединения (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепа­ратором) уплотняют резиновыми кольцами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляют с помощью шлицевых муфт.

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одина­ковые длины корпусов 3,4 и 5 м, унифицированы. Для защиты кабеля от повреждений при спускоподъемных операциях на основаниях модуля-секции и модуля-головки расположены съемные стальные ребра. Конструкция насоса позволяет без дополнительной разборки использовать модуль насосный газосепаратор, который устанавливается между модулем вход­ным и модулем-секцией.

Технические характеристики некоторых типоразмеров ЭЦН для добычи нефти, изготавливаемых российскими фир­мами по техническим условиям представлены в таблице 6.1 и рис. 6.6.

Напорная характеристика ЭЦН, как видно на при­веденных выше рисунках, может быть как с западающей левой ветвью характеристики (малодебитные насосы), моно­тонно падающей (в основном для среднедебитных устано­вок), так и с переменным знаком производной. Такой характери­стикой в основном обладают высоко дебитные насосы.

Мощностные характеристики практически всех ЭЦН имеют минимум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой задвижки»), что обуславливает применение обратного клапана в колонне НКТ над насосом.

Погружные электродвигатели

Погружной электрический двигатель (ПЭД) — двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора, отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции.

Верхний конец вала электродвигателя подвешен на пяте скольжения. Ротор двигателя секционный; секции собраны на валу двигателя, изготовлены из пластин трансформаторного же­леза и имеют пазы, в которые вставлены алюминиевые стержни, закороченные с обеих сторон секции токопроводящими коль­цами. Между секциями вал опирается на подшипники. По всей длине вал электродвигателя имеет отверстие для циркуляции масла внутри двигателя, осуществляемой также через паз ста­тора. В нижней части двигателя имеется масляный фильтр.

Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Ско­рость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока; при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указани­ем мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), на­пример, ПЭД 65-117 — погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного цен­тробежного насоса и может достигать сотен кВт.

Современные погружные электродвигатели комплектуются системами датчиков давления, температуры и других параме­тров, фиксируемых на глубине спуска агрегата, с передачей сигналов по электрическому кабелю на поверхность (станцию управления).

Секционные двигатели состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электриче­ское соединение секций между собой последовательное, вну­треннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.

Для увеличения подачи и напора рабочей ступени цен­тробежного насоса применяют регуляторы частоты враще­ния. Регуляторы частоты вращения позволяют перекачивать среду в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при постоянной скорости, а также осуществлять плавный контролируемый пуск погружного асинхронного двигателя с ограничением пусковых токов на заданном уровне. Это по­вышает надежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку двигателя при запуске установок, а также улучшает условия работы пласта при пуске скважины. Оборудование позволяет также в комплекте с установленной в УЭЦН системой телеметрии поддерживать заданный дина­мический уровень в скважине.

Одним из методов регулирования частоты вращения ротора УЭЦН является регулирование частоты питающего погружной двигатель электротока.

Оборудованием для обеспечения этого метода регулирова­ния оснащены станции управления российского производства СУРС-1 и ИРБИ 840.

Гидрозащита

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

В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г.

Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора и компенсатора.

Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эла­стичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Та­ким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважинной продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема мас­ла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и рас­положенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя— со скважиной.

При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло пере­текает во внутреннюю полость мешка компенсатора; при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину.

Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами. Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и ги­дравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации.

Обратный и спускной клапаны

Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Остановки погруж­ного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии; отключение из-за срабатывания защиты ПЭД; отключение при периодической эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погруж­ного электродвигателя) в обратном направлении.

При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать до­пустимый.

В результате жидкость перетекает в эксплуатационную колонну. Применение такого спускного клапана не рекомендуется, если в установке используют скребок для очистки труб от парафина. При обрыве проволоки, на которой спускается скребок, он па­дает и ломает штуцер, происходит самопроизвольный перепуск жидкости в скважину, что приводит к необходимости подъема агрегата. Поэтому применяют спускные клапаны и других типов, приводимые в действие за счет повышения давления в трубах, без спуска металлического стержня.

Трансформаторы

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470-2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле (от 25 до 125 В/км).

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток вы­сокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, пере­ключателя. Трасформаторы выполняются с естественным мас­ляным охлаждением. Они предназначены для установки на от­крытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5-10 ответвлений, обеспечивающих подачу оптималь­ного напряжения на электродвигатель. Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ.

Станция управления

Станция управления предназначена для управления рабо­той и защиты У ЭЦН и может работать в ручном и автоматиче­ском режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается.

Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто разме­щается в специальной будке.

Кабельные линии

Кабельные линии предназначены для подачи электроэнер­гии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю.

К ним предъявляются достаточно жесткие требования — малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обе­спечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.

Кабельная линия на основной длине чаще всего имеет се­чение круглое или близкое к треугольному.

Для сокращения диаметра погружного агрегата (кабель+центробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение.

Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая на­кладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняю­щей подложкой под броню и металлической броней. Металличе­ская лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь — при спуске и подъеме оборудования.

В прошлом бронированный кабель выпускался с резиновой изоляцией и защитным резиновым шлангом. Однако в скважине резина насыщалась газом и при подъеме кабеля на поверхность газ разрывал резину и броню кабеля. Применение пластмас­совой изоляции кабеля позволило существенно снизить этот недостаток.

У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соеди­нение с обмоткой статора двигателя.

Верхний конец кабельной линии проходит через специаль­ное устройство в оборудовании устья скважины, которым обе­спечивается герметичность затрубного пространства, и соединя­ется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства. Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.

Кабельная линия в состоянии транспортирования и хра­нения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, про­филактических и ремонтных работах с кабельной линией.

Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температу­ры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температуры используется расчетная величина снижения этой температуры за счет температурного градиента, а также повышение темпера­туры окружающей среды и самого скважинного агрегата за счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного насоса. Повышение температуры может быть довольно значительным и составлять 20-30 °С. Другим критерием выбора конструкции кабеля является температура окружающего воздуха, которая влияет на работоспособность и долговечность изоляционных материалов кабельных линий.

Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спускоподъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне. НКТ. При этом необходимо применять фикси­рующие приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны, т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фик­сации кабеля необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к трубам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за тем, чтобы кабель не был перекручен.

Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы.

Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты

Область применения УЭЦН

Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подверже­ны влиянию кривизны ствола скважины.

При использовании ЭЦН возможно применение эффек­тивных средств уменьшения отложений парафина в подъем­ных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла уста­новки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года.

Применение новых кон­структивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5—2 раза.

Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и сква­жинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пнев­моприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, бесштанговые насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает воз­можность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов. В Российской Федерации уста­новками ЭЦН оснащено более 35 % всех нефтяных скважин и добывается более 65 % всей нефти.

Промышленные образцы центробежных насосов с электро­приводом были разработаны в Советском Союзе Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разра­ботанных конструкций.

В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов УЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалы и высокие технологии, которые ранее использовались лишь в аэрокосмических отраслях.

Источник