Устройство УЭЦН

Достаточно простое устройство УЭЦН позволяет отбирать флюид погружным бесштанговым электроцентробежным насосом примерно из третьей части от общего количества нефтегазодобывающих скважин РФ. Насосное оборудование состоит из наземной и погружной части, применяется только для высокодебитных скважин, так как при подаче менее 50 кубов в сутки его КПД резко снижается.

Технические требования к установкам лопастных установок с электрическим приводом приводятся в стандарте ГОСТ Р 56830 от 2015 года. В сравнении со штанговыми насосами ЭЦНы обладают большим межремонтным периодом, ресурсом. Устье легче герметизируется, отсутствуют ограничения по кривизне ствола, глубине пласта, температуре наружного воздуха в регионе эксплуатации.

Конструкция установки ЭЦН

В наземной части устройство УЭЦН включает в себя повышающий трансформатор, телеметрическую систему, станцию управления и устьевое оборудование.

В погружную (подземную) часть установки насоса лопастного электроприводного входят следующие элементы:

• кабельная линия – протягивается от клемм двигателя до трансформатора;
• предвключенное устройство – газостабилизирующее устройство, смонтировано перед насосом;
• гидрозащита – гидравлический затвор с системой уплотнения;
• телеметрия;
• клапан обратный – предотвращает самопроизвольный излив пластового флюида внутри НКТ, даже при отключенном насосе;
• клапан спускной – через него сливается пластовая жидкость перед извлечением насосного оборудования из скважины;
• насос лопастной – преобразователь механической энергии в гидравлическую;
• электродвигатель приводной – герметичная конструкция, заполненная маловязким маслом.

Установки УЭЛН разработаны для следующих эксплуатационных условий:

• обводненность до 100% включительно;
• водородный показатель pH 5 … 8,5 единиц;
• вязкость рабочей среды 800 – 3900 мм²/с;
• плотность жидкости 700 … 1400 кг/м³.

Для работы внутри скважины подземная часть установки спускается в ствол на колонне насосно-компрессорных труб. Насос имеет модульную конструкцию, состоит из секций – рабочее колесо с лопастями в направляющем аппарате.

Устьевое оборудование

Для скважины УЭЦН применяется устьевое оборудование ОУЭН – урезанная модифицированная версия фонтанной арматуры. Всего существует два варианта исполнения – с трехходовыми кранами Т и задвижками/кранами проходного типа П. Конструкция устьевого оборудования для электроцентробежного насоса выглядит следующим образом:

• на колонную головку крепится трубная головка, удерживающая НКТ колонну;
• трубная головка герметизирует межтрубное пространство между обсадными и насосно-компрессорными трубами;
• укороченная елка состоит из центральной заглушки, тройника, буферной заглушки и выкидной линии, через которую нефть из насосно-компрессорных труб поступает в манифольд;
• в верхнем фланце трубной головки сбоку имеется отверстие для силового питающего кабеля погружного двигателя;
• для контроля давления, температуры рабочих сред на забое и устье трубная обвязка и устьевая елка оборудуются измерительными приборами;
• для изменения режимов добычи одна из линий трубной обвязки подключается в выкидную магистраль коленом.

Через это же оборудование устья при необходимости в пласт закачиваются реагенты для увеличения дебита. ОУЭН оснащается запорной арматурой с проходным диаметром 65 мм на давление 14 МПа и 21МПа.

Трансформатор

Специально для погружных нефтепромысловых насосов разработаны повышающие трансформаторы ТМПН (Г) – трехфазные маслонаполненные для нефтяных насосов. В корпусе имеется расширительный бак, заливная горловина и сливной патрубок для охлаждающей жидкости.

Обмотки выполнены из АПБ провода по регламенту ГОСТ 16512. Отводы низкого и высокого напряжения трансформаторов 40 – 200 кВт марки ТМПН изготовлены из алюминиевой шины и провода, соответственно. медный провод ПБ согласно ГОСТ 16512 появляется только в трансформаторах мощностью от 400 кВт.

Напряжение пробива изоляции охлаждающего масла составляет 40 кВт. Охладители ребристого типа устанавливают на маломощные трансформаторы 63 кВт, для более мощных ТМПН 100 – ТМПН 400 используются радиаторные охладители.

Станция управления

Запитывается насос УЭЦН от интеллектуальной станции управления, способной контролировать десятки характеристик погружного оборудования, и управлять процессами без участия человека. В современных станциях широко применяются частотные преобразователи, позволяющие регулировать энергопотребление.

Встраиваемыми теплообменниками охлаждаются радиаторы силовых транзисторов. Дополнительно предусмотрена защита станции от грозы, проникновения внутрь корпуса пыли, влаги, просадки сети до 50%, скачков напряжения +25%.

Кабельная линия

Производится эксплуатация УЭЦН посредством электрического привода. Поэтому от трансформатора через станцию управления погружной двигатель соединяется кабелем. На земле и в узле ввода в устьевое оборудование этот кабель имеет стандартное круглое сечение, обозначается КРБК.

Затем в скважине он соединяется с плоским кабелем КПБК, который позволяет увеличить зазор между оборудованием и внутренними стенками обсадной эксплуатационной колонны.

Насос

Погружной динамический лопастной электроцентробежный насос эксплуатируется в скважине. Поэтому из-за уменьшения диаметра в нем увеличена длина, составляющая в некоторых случаях 70 м. Внешняя кинетическая энергия передается насосу через вал вращающегося двигателя, далее преобразуется в кинетическую энергию пластовой жидкости.

Центробежная сила разгоняет жидкость, отбрасывает ее на периферию колеса, и далее в направляющий аппарат в каждой секции модульного корпуса последовательно. В результате, на выходе получается высокое давление и напор, способные поднять флюид на поверхность в больших объемах.

Ступени собраны в секции, причем, подвижная их часть – рабочие колеса, жестко зафиксированы на валу насоса, а неподвижная – направляющие аппараты, собрана в единый корпусной узел.

Основными характеристиками ЭЦН являются:

• КПД;
• потребляемая мощность;
• напор;
• подача.

Наружный диаметр корпуса лопастного насоса составляет 69 – 185 мм. По основной характеристике – зависимости напора от подачи, наибольшее применение в нефтегазодобывающей отрасли нашли погружные лопастные насосы с пологопадающей характеристикой.

Вал вытачивается из коррозионностойкой жаропрочной криогенной стали ОЗХ14Н7В, направляющие аппараты и рабочие колеса отливаются из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ либо из полиамида, серого чугуна в коррозионно-стойком и обычном исполнении, соответственно.

Обратный клапан, смонтированный в отдельном модуле насоса – головке, препятствует обратному вращению, облегчает запуск агрегата. В его корпус вкручивается более мелкий предохранительный узел – спускной клапан.

В нормативах ГОСТ Р 56830 указаны следующие рекомендации по характеристикам ЭЛН насосов:

• конструкция по виду рабочих ступеней – роторно-вихревая, диагональная, центробежно-осевая, центробежно-радиальная, центробежно-вихревая, центробежная;
• конструкция по восприятию нагрузки осевой – пакетная, компрессионная, плавающая, плавающая с осевым подшипником;
• размерный ряд подачи – 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 80, 100, 125, 160, 200, 250, 320, 400, 500, 700, 800, 900, 1000, 1250, 1600 кубов ежесуточно;
• напор – в диапазоне 100 – 4000 м водяного столба эталонной плотности;
• длина секций – 2 м, 2,5 м, 3 м, 3,5 м, 4 м, 4,5 м, 5 м, 5,5 м, 6 м;
• размерный ряд наружного диаметра – 55 мм, 69 мм, 81 мм, 86 мм, 92 мм, 103 мм, 114 мм и 123 мм;
• насос должен размещаться между приемным устройством (снизу) и обратным клапаном (сверху), допускается встраивать ПУ в нижнюю его секцию;
• направление вращения рабочих колес по часовой стрелке (правое) со стороны выходного отверстия;
• уровень вибраций менее 4 мм/с.

При использовании плавающей схемы сборки снижается трудоемкость работ, повышается ресурс оборудования. Компрессионная схема сборки позволяет упростить регулировки вылета вала, использовать оборудование в скважинах с крупными механическими частицами.

Для фильтрации флюида перед поступлением в насос разработан проволочный погружной фильтр ППФА.

Газосепаратор

Лопасти рабочих колес и внутренние полости направляющих аппаратов центробежных насосов рассчитаны на работу с жидкими средами. Поэтому при избыточном содержании газа, попадающего в нефть из пласта, или выделяющегося из нее в процессе добычи, либо образуют газовые пробки, либо уменьшают проходное сечение каналов.

Нормальным считается содержание газа 5 – 25% от флюида по объему. Поэтому на входе в ЭЦН между ним и двигателем устанавливается сепаратор следующей конструкции:

• трубчатый корпус с головкой и фланцевым креплением с противоположных концов;
• шнек, подающий газожидкостную смесь в сепарационную камеру, в которой центрифуга разделяет фракции смеси по плотности;
• газ выводится в затрубное пространство по специальным каналам;
• дегазированная нефть поступает в центробежный насос.

При высокой обводненности флюида используется диспергатор, измельчающий содержащиеся в полезном ископаемом пузырьки жидкости. Либо применяется универсальный сепаратор-диспергатор смешанной конструкции.

Погружной привод

Для вращения вала насоса с рабочими колесами используется электрический двигатель с маслонаполненным корпусом асинхронного типа с короткозамкнутым ротором. Обязательным защитным элементом электрического маслонаполненного погружного привода является протектор, устанавливаемый над ПЭД, между ним и насосом или сепаратором.

В протекторе расположены две мембраны из упругого материала, компенсирующие изменения объема наполнителя электродвигателя при его нагреве, охлаждении. Данный протектор относится к гидравлическому типу защиты погружного двигателя.

Дополнительно установка УЭЦН может комплектоваться протектором электрокоррозионной защиты. Этот узел монтируется ниже двигателя ПЭД, представляет собой трубу из сплава магния и алюминия. Электрокоррозионный протектор может одновременно служить центратором, для чего на трубу наносятся ребра жесткости снаружи. Дополнительно такие же протекторы ВПК катодной защиты устанавливаются в муфтовых соединениях НКТ колонны через каждые 10 м.

Изготавливаются ЭД для лопастных электроприводных насосов по техническим условиям отдельных предприятий:

• ТУ 2711.25-044-00219454 – диаметр 81 мм, мощность 50 кВт;
• ТУ 3381-022-21945400 – диаметр 96 мм и 103 мм, мощность 16 – 70 кВт и 16 – 180 кВт, соответственно;
• ТУ 3381-026-21945400 – диаметр 117 мм, мощность 12 – 350 кВт;
• ТУ 3381-033-21945400 – диаметр 130 мм и 180 мм, мощность 22 – 550 кВт и 125 – 750 кВт, соответственно.

В обычном исполнении ЭД рассчитан на температуру пластовой жидкости +120°С. В специальном исполнении мотор выдерживает температуры +150°С. Гидравлические испытания проводят на стендах, позволяющих получить максимально приближенные к реальным условия эксплуатации.

Для корректного изменения условий двигатели оснащаются системами телеметрии – манометр с встроенной функцией градусника, прочие датчики и приборы. Каждому исполнению ЭД с телеметрией от различных производителей присваивается собственный номер модификации:

• 3 – ТРИО ТМ-01 (ООО Триолнефть, Москва);
• 4 – СКАД-2002В-СКС (ООО НИС, Москва);
• 5 – СТ (ООО НПО Эталон);
• 6 – ИРЗ ТМС (ДООО ИРЗ ТЭК, Ижевск);
• 7 – Римера (Ижнефтемаш);
• 8, 9 – ЭЛЕКТОН-ТМС-3 (ЗАО Электон, Радужный);
• 42, 62, 92 – СКАД-2002В-СКС либо ЭЛЕКТОН-ТМСП-3.

Условное обозначение состоит из 12 блоков, часть из которых может отсутствовать:

• 1 блок – Н повышенное напряжение, 1 пониженное напряжение, 2 без погружного блока, 3, 5 – 8 с погружным блоком под основанием, 4, 9 с погружным блоком в основании;
• 2 блок – номер модификации, если есть;
• 3 блок – П погружного типа;
• 4 блок – С секционный, моноблочный не указывается;
• 5 блок – коррозионная стойкость К1 – К3, может отсутствовать;
• 6 блок – теплостойкость Т до +120°С или Т1 до +150°С;
• 7 блок – мощность (кВт);
• 8 блок – диаметр наружный корпуса (мм);
• 9 блок – шифр модернизации М или ГР1 – ГР5
• 10 блок – номер модернизации (тип и производитель телеметрии);
• 11 блок – исполнение климатическое, категория размещения;
• 12 блок – вид гидравлической защиты.

Погружные электродвигатели для горизонтальных скважин имеют в обозначении букву Г перед всеми блоками шифров.

Требования ГОСТ Р 56830

В нормативной документации приводится подробная для УЭЦН расшифровка, требования по комплектации отпускаемого производителями оборудования, безопасности его для персонала, экологии, приемке, гарантиям, хранению, транспортировке, эксплуатации. В частности, в стандарте ГОСТ Р 56830 приводится таблица минимальных зазоров между внутренней стенкой обсадной колонны и выступающими наружу элементами УЭЛН:

Из-за не одинакового износа отдельных элементов установки УЭЛН они утилизируются и подлежат замене отдельно друг от друга. Поэтому производители выпускают компенсаторы, электродвигатели, протекторы, насосы и запчасти к ним отдельно.

Условное обозначение

Для унификации скважинным условиям нефтегазодобывающих скважин присвоены специальные коды:

Условное обозначение установки электроцентробежного насоса состоит из девяти блоков:

• диаметр окружности, в которую вписано сечение в самой большой своей части – 55 – 145 мм;
• название нефтепромыслового оборудования – установка У, с электрическим приводом Э, лопастной насос ЛН;
• тип насоса – центробежный Ц, центробежно-вихревой ЦВ, центробежно-радиальный ЦР, центробежно-осевой ЦО, роторно-вихревой РВ, диагональный ДГ;
• подача номинальная – 15 – 1250 куб/сут;
• напор номинальный (выделяется с двух сторон в обозначении дефисами) – 50 – 4000 м;
• alt=""

  частота вращения (10^-3) – номинальное значение 2,9 (2 910 мин^-1) не указывается;

• индекс завода-изготовителя.

В самом конце условного обозначения приводится код эксплуатационных условий скважины по первой таблице.

Система погружной телеметрии и газостабилизирующее устройство не входят в основной комплект поставки, заказываются отдельно. Валы двигателя и насоса соединяются шлицами.

Таким образом, выбор УЭЦН выполняется по характеристикам скважины, данным месторождения, спецификациям насосного оборудования.