Схема УЭЦН

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м 3 /сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель , с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС) , который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

• Простота наземного оборудования;
• Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м 3 /сут;
• Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;
• Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;
• Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;
• Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробеж­ного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 6.1. Установка состоит из двух частей: на­земной и погружной. Наземная часть включает автотрансфор­матор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специ­альными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого цен­тробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки вхо­дит сливной клапан 11 через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ.

Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД).

Рис. 6.1. Принципиальная схема УЭЦН:

1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабель­ный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 -сливной клапан; 12 -узел гидрозащиты (протектор); 13 - по­гружной электродвигатель; 14 - компенсатор

Каждая установка имеет свой шифр, например УЭЦН5А-500-800, в котором приняты следующие обозначения цифра (или цифра и буква) после УЭЦН обозначает наименьший до­пустимый внутренний диаметр обсадной колонны, в которую он может быть спущен, цифра «4» соответствует диаметру 112 мм, цифра «5» соответствует 122 мм, «5А» - 130 мм, «6» - 144 мм и «6А» - 148 мм; второе число шифра обозначает номинальную подачу насоса (в м 3 /сУ т) и третье - примерный напор в м. Зна­чения подачи и напора даны для работы на воде.

В последние годы номенклатура выпускаемых установок центробежных насосов значительно расширилась, что нашло отражение и в шифрах выпускаемого оборудования. Так, уста­новки ЭЦН, выпускаемые фирмой АЛНАС (г. Альметьевск, Татарстан), в шифре имеют заглавную букву «А» после надписи «УЭЦН», а установки Лебедянского механического завода (АО «Лемаз», г. Лебедянь Курской обл.) имеют заглавную букву «Л» перед надписью «УЭЦН». Установки центробежных насосов с двухопорной конструкцией рабочего колеса, предназначенных для отбора пластовой жидкости с большим количеством меха­нических примесей имеют в своем шифре «2» после буквы «Л» и перед надписью УЭЦН (для насосов фирмы «Лемаз»), букву «Д» после надписи «УЭЦН» (для насосов «АО «Борец»), букву «А» перед цифрой габарита установки (для насосов АЛНАС). Коррозионностойкое исполнение УЭЦН отражается буквой «К» в конце шифра установки, термостойкое - буквой «Т». Конструкция рабочего колеса с дополнительными вихревыми лопатками на заднем диске (фирма «Новомет», г. Пермь) имеет в шифре насоса буквенное обозначение ВННП.

6.3. Основные узлы установки ЭЦН, их назна­чение и характеристика

Скважинные центробежные насосы

Скважинные центробежные насосы являются многоступен­чатыми машинами. Это обусловлено в первую очередь малыми значениями напора, создаваемым одной ступенью (рабочим ко­лесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 6-7 м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной ко­лонны и размерами применяемого скважинного оборудования - кабеля, погружного двигателя и т.д.

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:

1 - кольцо с сегментами; 2,3- гладкие шайбы; 4,5- шайбы амортизаторы; 6 - верхняя опора; 7 - нижняя опора; 8 - пру­жинное кольцо опоры вала; 9 - дистанционная втулка; 10 -основание; 11 - шлицевая муфта.

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.

Наиболее широко распространены в практике установки электроцентробежных насосов.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование.

В подземное оборудование входят: - сборка электроцентробежного агрегата; - колонна насосных труб и кабель.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора.

Рис. 1. 1 – двигатель; 2 – кабель; 3 – гидрозащита; 4 – насос ЭЦН 5,6 – обратный и сливной клапаны; 7 – устьевое оборудование; 8 – автотрансформатор; 9 – станция управления; 10 – НКТ; 11 – модуль всасывающий.

Принцип работы : Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора, который защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами).

Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД. При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосным трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней.

28. Другие виды бесштанговых насосов

Винтовой насос – погружной насос с приводом от электродвигателя; жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Особенно эффективны насосы этого типа при извлечении из скважин нефтей с повышенной вязкостью.

Гидропоршневой насос – это погружной насос, приводимый в действие потоком жидкости, подаваемой в скважину с поверхности насосной установкой. При этом в скважину опускают два ряда концентрических труб диаметром 63 и 102 мм. Насос опускают в скважину внутрь трубы диаметром 63 мм и давлением жидкости прижимают к посадочному седлу, находящемуся в конце этой трубы. Поступающая с поверхности жидкость приводит в движение поршень двигателя, а вместе с ним и поршень насоса. Поршень насоса откачивает жидкость из скважины и вместе с рабочей жидкостью подает ее по межтрубному пространству на поверхность.

Диафрагменный насос - насос объёмного типа, в котором изменение объёма насосной камеры происходит за счёт деформации одной из её стенок, выполненной в виде эластичной пластины - диафрагмы. В связи с тем, что подвижные детали приводного механизма Д. н. не имеют контакта с перекачиваемой средой, Д. н. применяется также для откачки жидкостей, загрязнённых абразивными механич. примесями. Диафрагмы выполняются из резины (включая армированную) и др. эластичных материалов, а также из нержавеющих сплавов. Имеют форму (в основном) гофрированной пластины или сильфона.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей

нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества

различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы

установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В Россий среди бесштанговых насосов наиболее распространенными являются установки электроцентробежных насосов. Ими оборудовано свыше 35 % всего фонда скважин страны. Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) имеют очень большой диапазон подач (от 10 до 1000 мі/сут. и более) и способны развивать напор до 2000 м. В области больших подач (свыше 80 мі/сут.) УЭЦН имеют самый высокий коэффициент полезного действия (к.п.д.) среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 мі/сут. к.п.д. УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач к.п.д. УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного контроля состояния, а также регулирования производительности УЭЦН существенно превосходит штанговые установки. Также работоспособность УЭЦН меньше подвержена влиянию кривизны ствола скважины.

Влияние кривизны ствола скважины на работоспособность УЭЦН сказывается в основном при спуско - подъемных операциях (СПО) вследствие возможности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора ее кривизны), как у ШСНУ, с самим процессом эксплуатации. Однако, УЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет недобор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.

Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащей газ, песок, и коррозионо - активные элементы.

1 . Устройство и техническая характеристика УЭЦН

1.1 Наз начение и технические данные УЭЦН

Погружные центробежные установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они обеспечивают безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газа (в том числе сероводород), механические примеси в виде песка. Глубина погружения насоса достигает 2500 м и более, а температура откачиваемой жидкости иногда достигает 100 0 С. Требования к пластовой жидкости для эксплуатации скважины установками электроцентробежных насосов приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Допустимые характеристики пластовой жидкости для эксплуатации скважины установками ЭЦН

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

а) минимальный внутренний диаметр скважины для каждого габарита установки согласно технического описания на насосы и двигатели;

б) максимальный темп набора кривизны ствола скважины - 2є на 10 метров, а в зоне работы установки - 3 минуты на 10 метров;

в) максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 40 МПа;

г) в зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 60 градусов .

1.2 Преимущества и недостатки УЭЦН

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сутки, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок - простота обслуживания, большой межремонтный период работы - 1 год. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2-3 лет без подъема.

1.2.1 Преимущества электроцентробежных насосов

Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками.

Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.

Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, даже в самые суровые зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин ЭЦН устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных штанг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин.

Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.

1.2.2 Недостатки электроцентробежных насосов

К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование, требующее электрика высокой квалификации.

На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.

а) в жидкостях которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.

1.3 Состав оборудования

В комплект погружной установки для добычи нефти входят: электродвигатель с гидрозащитой, насос, кабельная линия, наземное электрооборудование, станция автоматического управления (рисунок 1.1).

Насос приводится в действие электродвигателем и обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по насосно-компрессорным трубам на поверхность в трубопровод.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода.

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - сетчатый фильтр насоса; 4 - погружной центробежный насос; 5 - специальный кабель; 6 - направляющий ролик; 7 - кабельный барабан; 8 - автотрансформатор; 9 - автоматическая станция управления; 10 - пояс для крепления кабеля

Рисунок 1.1 - Схема размещения оборудования ЭЦН

Кабель крепится к гидрозащите, насосу и компрессорным трубам металлическими поясами, входящими в комплект поставки насоса.

Наземное электрооборудование - комплектная трансформаторная подстанция или станция управления с трансформатором преобразует напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на выходе в электродвигатель с учетом потерь напряжения в кабеле, обеспечивает управление работой погружной установки и ее защиту при аномальных режимах . Электронасос представляет собой агрегат, состоящий из специального погружного маслозаполненного электродвигателя переменного тока, протектора, предохраняющего двигатель от проникновения в него окружающей жидкости, и центробежного многоступенчатого насоса. Корпуса электродвигателя, протектора и насоса соединены между собой посредством фланцев. Валы имеют шлицевые соединения. В собранном агрегате электродвигатель расположен внизу, над ним протектор, а над протектором насос.

Электронасос спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах и подвешивают на подвесной шайбе без дополнительного крепления в скважине. Питание двигателя электроэнергией осуществляется по специальному нефтестойкому круглому трехжильному кабелю марки КРБК в гибкой ленточной броне, который проходит через подвесную шайбу и укреплен к насосным трубам металлическими поясами. На поверхности лишь устанавливают станцию управления и автотрансформатор, а на устье скважины - манометр и задвижку. Для максимального уменьшения диаметрального габарита погружного агрегата вдоль него укладывают специальный плоский кабель КРБП в гибкой ленточной броне, защищенный от повреждения ребрами, приваренными к насосу, и защитными кожухами.

Комплектную трансформаторную подстанцию или станцию управления

и трансформатор устанавливают и закрепляют на фундаменте или постаменте на расстоянии не менее 20 м от устья скважины. Высота фундаментов (постаментов) должна быть такой, чтобы были исключены затопления водой и занос снегом установленного на них оборудования. На расстоянии 15-20 м от устья скважины, на специально приготовленной ровной площадке расположить барабан с кабелем, установив его на механизированный кабеленаматыватель или на опоры, на которых будет вращаться барабан. Барабан должен располагаться так, чтобы его ось вращения была перпендикулярна воображаемой линии, проведённой от устья скважины к середине барабана. Будет удобнее производить спуск установки, если расположите барабан так, чтобы кабель сматывался с верхней его части.

Для удобства направления кабеля в скважину при его спуске используют так называемый кабельный ролик, подвешенный над устьем скважины на небольшой высоте.

Приготовить и расположить на мостках или подставках насосно-компрессорные трубы и переводники к ним таким образом, чтобы муфты труб были обращены к устью скважины, чтобы трубы находились в поле зрения оператора подъёмного агрегата и не мешали проводить работы с кабелем. Наружная и внутренняя полости труб должны быть чистыми.

При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасосами устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Наземное электрооборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой неотапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятствовали нормальной бесперебойной эксплуатации скважины.

Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов является простота обслуживания, экономичность, относительно большой межремонтный период их работы. Продолжительность работы насосов между подъемами для ремонта в большинстве случаев превышает 200 суток, во многих скважинах они работают без подъема 2-3 года.

1.4 О бзор зарубежных установок

В США погружные насосы изготовляют как в односекционном, так и в двух-, трёх- и четырёхсекционном исполнении в зависимости от заданного напора.

Характерной чертой насосов фирмы Byron Jackson, отличающей их от других конструкций насосов, является отсутствие пяты у вала насоса как в односекционном, так и многосекционном насосе. Осевая сила, действующая на торец вала в результате давления, развиваемого насосом, и массы самого вала воспринимается пятой, расположенной в секции уплотнения (протектора). В секционных насосах валы стыкуются, упираясь друг в друга и образуя как бы единый вал большой длины. Размещение осевой опоры насоса в секции уплотнения имеет определённый смысл, т.к. пята в этом случае работает в чистом масле. Следовательно, её надёжность должна быть больше, чем у пяты, работающей непосредственно в пластовой жидкости.

У первых конструкций насосов фирмы Reda осевая опора вала выполнена в виде радиально-упорных шарикоподшипников типа «дуплекс», расположенных в нижней части в специальной камере.

В насосах фирмы Byron Jackson длина вала 3 - 4 секций может достигать 25...30 м. Соединяются валы между собой и с валом секции уплотнения посредством шлицевых муфт, торцы их упираются друг в друге через штифт или шайбу в шлицевой муфте.

Чтобы придать устойчивость валу во время работы, фирмой Byron Jackson предложено применять промежуточные резинометаллические подшипники, ставя их через 6 ступеней. В отличие от отечественных конструкций резинометаллические подшипники фирмы Byron Jackson устанавливаются не вместо соответствующих ступеней, а монтируются в направляющие аппараты.

Насосы фирмы Reda Pump отличаются конструктивным исполнением отдельных деталей. Прежде всего следует отметить, что насосы фирмы Reda Pump имеют левое направление вращения вала, если смотреть сверху.

Ловильная головка и основание выполнены отдельными элементами конструкции с таким расчётом, что могут быть присоединены как к односекционному, так и к многосекционному насосу. Это способствует унификации деталей и узлов.

В большинстве конструкций насосов Reda Pump в верхней части отсутствует пята. Вместо пяты часть рабочих колёс (до 40 %) строго фиксируется в осевом направлении на валу с помощью упоров, закреплённых в выточках на валу насоса. Таким образом, верхняя часть рабочих колёс, втулки которых упираются друг в друга, удерживается от осевого перемещения.

В погружных насосах фирмы Byron Jackson осевые силы от рабочих колёс плавающего типа ступеней воспринимаются направляющими аппаратами одновременно на две поверхности опор при направлении силы вниз и на одну поверхность в случае всплытия рабочего колеса вверх. Такую конструкцию ступени называют двухопорной.

Двухопорные ступени применяются также фирмами Reda Pump Co., Oil Dynamics и Oilline в тех случаях, когда необходимо уменьшить удельную нагрузку на опору.

В отличии от одноопорной конструкции ступени, двухопорная ступень, кроме основной опоры, опирающейся на бурт направляющего аппарата, имеет вторую опору, опирающуюся на втулку направляющего аппарата. Таким образом, общая площадь увеличивается, удельная нагрузка на опору уменьшается, уменьшается износ и увеличивается долговечность.

Двухопорная ступень позволяет вводить в работу опоры поочерёдно, за счёт толщины опорных шайб или соответствующих осевых размеров буртов.

Ступени с разгрузочными отверстиями в рабочем колесе широко применяются в насосах фирм Reda Pump, Oilline и Oil Dynamics.

Ступень такой конструкции снижает осевую силу до 25% и, следовательно, не нуждается во второй опоре. Однако при этом снижается КПД на 4...6 %. В погружных насосах, КПД ступеней которых и без того низкий, разгрузочные отверстия в рабочих колёсах не делают.

Зарубежными фирмами уделяется большое внимание чистоте проточных каналов рабочих элементов насосов, т. к. от этого зависит КПД ступеней. Фирма Byron Jackson, например, отливает рабочие колёса и направляющие аппараты презиционным способом, что обеспечивает чистую гладкую поверхность проточных каналов.

Рабочие колёса, отлитые презиционным способом, имеют равномерную толщину дисков, лопастей, втулок, строгую концентричность элементов, благодаря чему обеспечивается нужная балансировка всех рабочих колёс.

2 . Патентная проработка

2.1 Варианты патентной проработки

2.1.1 Патент 66417 Российская Федерация, E21B43/38

Погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, шламоуловитель и предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата . Говберг Артем Савельевич, Терпунов Вячеслав Абельевич; заявитель и патентообладатель «Центр разработки нефтедобывающего оборудования (ЦРНО) (SC)». - № 2007113036/22, заяв. 10.04.2007; опуб. 10.09.2007.

Технические решения относятся к устройствам для очистки пластовой жидкости в нефтяных скважинах и могут быть использованы в нефтедобывающей промышленности для защиты погружного насосного оборудования от воздействия мехпримесей, содержащихся в перекачиваемой жидкости, преимущественно после проведения операции по гидроразрыву пласта, в процессе освоения скважин, а также при добыче нефти из пескопроявляющих скважин с концентрацией мехпримесей до 5 г/л, а также для защиты насосного оборудования от нештатных режимов работы при засорении сепарирующих устройств. Погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, обеспечивающее достижение указанного выше технического результата, включает в себя погружной насос, электродвигатель и шламоуловитель. При этом насосный агрегат снабжен предохранительным клапаном, выполненным с возможностью гидравлического соединения приема насоса с затрубным пространством за шламоуловителем при условии прекращения движения перекачиваемой жидкости через шламоуловитель. Достигаемый технический результат заключается в обеспечении эффективной защиты погружного насосного оборудования от воздействия мехпримесей, содержащихся в перекачиваемой жидкости, без загрязнения призабойной зоны скважины, а также защиты насосного оборудования от нештатных режимов работы при переполнении шламосборника и/или забивании сепаратора частицами мехпримесей.

Предохранительный клапан включает в себя корпус с перепускным отверстием и золотниковую втулку с перепускным отверстием. Золотниковая втулка выполнена с возможностью перемещения под воздействием потока перекачиваемой погружным насосом жидкости. Между золотниковой втулкой и корпусом образована дифференциальная полость. Достигаемый технический результат заключается в повышении чувствительности и скорости срабатывания предохранительного клапана.

Известен предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, описанный в патенте US 5494109 А, 27.02.1996, включающий в себя корпус, выполненные с возможностью подключения в трубопровод для подачи перекачиваемой жидкости на прием насоса. В боковой стенке корпуса выполнены перепускные отверстия. Клапан включат в себя также золотниковую втулку с перепускными отверстием, размещенную в корпусе с возможностью осевого перемещения таким образом, что в верхнем положении втулки обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости через упомянутые перепускные отверстия корпуса и втулки на прием насоса в обход фильтрующих элементов, расположенных на входе упомянутого трубопровода. Это обеспечивает защиту насоса от срыва подачи и погружного электродвигателя от перегрева при забивании фильтрующих элементов частицами мехпримесей. Смещение золотниковой втулки в верхнее положение происходит повышении давления в затрубном пространстве под действием дифференциального поршня, шток которого размещен в осевом отверстии корпуса клапана.

Основными недостатками прототипа является недостаточная чувствительность и скорость срабатывания клапана, который реагирует на повышение давления в затрубном пространстве, вызываемом прекращением движения жидкости через фильтр, а не на само отсутствие движения перекачиваемой жидкости.

Технический результат, достигаемый при реализации полезной модели, заключается в повышении чувствительности и скорости срабатывания предохранительного клапана.

Предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, обеспечивающее достижение указанного выше технического результата, включает в себя корпус с перепускным отверстием, который выполнен с возможностью подключения в трубопровод для подачи перекачиваемой жидкости на прием насоса, золотниковую втулку с перепускным отверстием, размещенную в корпусе с возможностью осевого перемещения таким образом, что в одном из положений втулки обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости через упомянутые перепускные отверстия корпуса и втулки. При этом в отличии от прототипа золотниковая втулка выполнена с возможностью перемещения под воздействием потока перекачиваемой погружным насосом жидкости в положение, при котором исключается возможность движения перекачиваемой жидкости через перепускные отверстия корпуса и втулки. Между золотниковой втулкой и корпусом образована дифференциальная полость таким образом, что направление результирующей силы, действующей на золотниковую втулку при размещении предохранительного клапана в скважине, противоположно направлению воздействия на золотниковую втулку потока перекачиваемой жидкости.

Перепускные отверстия выполнены в боковой стенке корпуса и втулки, а возможность движения перекачиваемой жидкости через перепускные отверстия корпуса и втулки обеспечивается в крайнем нижнем положении золотниковой втулки относительно рабочего положения клапана в скважине.

Золотниковая втулка снабжена шариковым обратным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия центрального отверстия втулки при движении жидкости в направлении, противоположном направлению движения потока жидкости, перекачиваемой погружным насосом.

Золотниковая втулка подпружинена в направлении воздействия на втулку потока перекачиваемой погружным насосом жидкости, при этом усилие, создаваемое пружиной, меньше упомянутой результирующей силы в любом положении золотниковой втулки.

Предохранительный клапан насосного агрегата предназначен для соединения приема насоса с затрубным пространством за шламоуловителем по ходу движения перекачиваемой жидкости при условии прекращения движения перекачиваемой жидкости через шламоуловитель.

Предохранительный клапан (рисунок 2.1) включает в себя корпус 23 с перепускными отверстиями 24 в боковой стенке, выполненный с возможностью подключения в патрубок или хвостовик за гидроциклонным сепаратором. Внутри корпуса 24 установлена золотниковая втулка 25 с радиальными перепускными отверстиями 26 в боковой стенке. Втулка 25 установлена с возможностью осевого перемещения. В крайнем нижнем положении втулки перепускные отверстия 24 и 26 совмещаются и обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости из затрубного пространства на прием насоса. Между втулкой и корпусом образована дифференциальная полость 27 таким образом, что направление результирующей силы, действующей на золотниковую втулку (при наличии в полости предохранительного клапана избыточного давления, т.е. при размещении предохранительного клапана в скважине), противоположно направлению воздействия на золотниковую втулку потока перекачиваемой жидкости. Золотниковая втулка 25 подпружинена в направлении воздействия потока перекачиваемой среды, при этом усилие, создаваемое пружиной 16, меньше упомянутой результирующей силы в любом положении втулки 25. Кроме того, втулка снабжена шариковым обратным клапаном 22, выполненным с возможностью перекрытия центрального отверстия втулки при движении жидкости в нижнем направлении после остановке насоса.

Рисунок 2.1 - Клапан предохранительный

При заполнении шламоуловителя частицами мехпримесей движение жидкости через предохранительный клапан прекращается, вследствие чего шариковый клапан 22 закрывается, а золотниковая втулка 25 под действием разности давлений, возникающей вследствие наличия дифференциальной полости 27, опускается вниз и занимает крайнее нижнее положение, сжимая пружину 16. Через совмещенные перепускные отверстия 24 и 26 рабочая жидкость поступает на прием насоса.

Предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата для добычи нефти, включающий в себя корпус с перепускным отверстием, который выполнен с возможностью подключения в трубопровод для подачи перекачиваемой жидкости на прием насоса, золотниковую втулку с перепускным отверстием, размещенную в корпусе с возможностью осевого перемещения таким образом, что в одном из положений втулки обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости через упомянутые перепускные отверстия корпуса и втулки, отличающийся тем, что золотниковая втулка выполнена с возможностью перемещения под воздействием потока перекачиваемой погружным насосом жидкости в положение, при котором исключается возможность движения перекачиваемой жидкости через перепускные отверстия корпуса и втулки, при этом между золотниковой втулкой и корпусом образована дифференциальная полость таким образом, что направление результирующей силы, действующей на золотниковую втулку при размещении предохранительного клапана в скважине, противоположно направлению воздействия на золотниковую втулку потока перекачиваемой жидкости.

2.1.2 Патент 2480630 Российская Федерация, F04D15/02, F 04 D 13/10

Клапан перепускной для погружного центробежного электронасоса . Шрамек В.Б., Саблин А.Ю., Матвеев Д.Ф., Смирнов И.Г.; заявитель и патентообладатель общество с ограниченной ответственностью "Русская электротехническая компания". - № 2011139811/06; заяв. 29.09.2011; опуб. 27.04.2013.

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано при добыче пластовой жидкости из скважины, в частности для пропуска жидкости от входного модуля (фильтра) или газосепаратора на прием погружного скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН), и для подвода жидкости из затрубного пространства к насосу в случае засорения фильтрующих элементов частицами механических примесей.

Известен предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата (патент № 66417, E21B 43/38, дата публикации 2007.09.10), взятый в качестве прототипа, включающий корпус с перепускными отверстиями в боковой стенке, который выполнен с возможностью

гидравлического соединения приема насоса с затрубным пространством за шламоуловителем по ходу движения перекачиваемой жидкости при условии прекращения движения перекачиваемой жидкости через шламоуловитель, золотниковую втулку с радиальными перепускными отверстиями в боковой стенке. Втулка установлена с возможностью осевого перемещения. В крайнем нижнем положении втулки перепускные отверстия корпуса и втулки совмещаются, и обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости из затрубного пространства на прием насоса. В частности, втулка подпружинена и снабжена шариковым обратным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия центрального отверстия втулки при движении жидкости в обратном направлении после остановки насоса.

Недостатками известного предохранительного клапана погружного скважинного насосного агрегата являются:

Низкая надежность работы клапана в виду заклинивания золотниковой втулки при попадании частиц механических примесей, содержащихся в жидкости, в зазор между корпусом и золотниковой втулкой;

Низкая вероятность безотказной работы известного клапана, связанная с низкой чувствительностью клапана, в связи с низкой скоростью перемещения золотниковой втулки в случае заполнения шламоуловителя или засорения сепаратора механическими примесями. При этом срыв подачи насоса может произойти ранее, чем золотниковая втулка переместится в положение совмещения перепускных отверстий втулки и корпуса, при котором произойдет поступление жидкости из затрубного пространства на прием насоса;

Низкая ремонтопригодность клапана, так как невозможно произвести замену деталей предохранительного клапана, не размонтировав его предварительно от патрубка сепаратора и пакер-пробки или полого цилиндрического хвостовика, разобрав при этом корпус клапана для замены деталей;

Размещение предохранительного клапана между ПЭД и нижерасположенным шламоуловителем существенно увеличивает длину всей установки ЭЦН, что создает дополнительные трудности при спуске-подъеме установки в скважине, а также приводит к возможному разрушению наиболее нагруженных элементов, например фланцевого соединения ПЭД, с последующим падением нижерасположенного оборудования на забой скважины. Увеличение массогабаритных характеристик установки приводит к повышенному износу деталей насоса и уменьшению времени безотказной работы насосной установки при ее работе в зоне повышенной кривизны скважины.

Задача изобретения - создание перепускного клапана, позволяющего обеспечить поступление пластовой жидкости на прием насоса в случае засорения фильтрующего элемента входного модуля или газосепаратора, исключив при этом возникновение аварийной ситуации, связанной со срывом подачи пластовой жидкости насосом и отказом работы установки ЭЦН с последующим ее подъемом из скважины.

Технический результат, получаемый при решении поставленной задачи, - повышение надежности работы клапана, ремонтопригодности, удобство эксплуатации, увеличение наработки на отказ установки ЭЦН.

Указанный технический результат достигается тем, что клапан перепускной для погружного центробежного электронасоса, содержащий корпус с перепускными отверстиями, который выполнен с возможностью подключения в трубопровод для подачи перекачиваемой жидкости на прием насоса, согласно изобретению снабжен валом, установленным в корпусе с возможностью вращения и соединения одного конца вала с валом входного модуля или газосепаратора, а другого конца вала - с валом электронасоса, при этом перепускные отверстия расположены в ступенчатой части корпуса под углом к центральной оси клапана по направлению потока добываемой жидкости, в каждом перепускном отверстии установлен обратный клапан, включающий седло и запорный элемент, установленный в корпусе обратного клапана с возможностью перемещения.

Выполнение перепускных отверстий под углом к центральной оси клапана по направлению потока добываемой жидкости позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление протекающей жидкости из затрубного пространства через перепускные отверстия клапана в случае засорения ниже расположенного входного модуля или газосепаратора, что увеличивает напор насоса, его производительность, повышает надежность работы клапана, предотвращая срыв подачи насоса, что увеличивает наработку на отказ установки ЭЦН.

Установка в перепускных отверстиях обратных клапанов позволяет повысить чувствительность срабатывания клапана при повышении давления в затрубном пространстве, что повышает быстродействие и надежность работы клапана, предотвращая срыв подачи насоса.

Выполнение корпуса клапана сборным, состоящим из двух частей, позволяет улучшить условия сборки/разборки клапана, что повышает ремонтопригодность клапана.

Установка в корпусе клапана опоры вала с помощью разъемного соединения, например резьбового, повышает ремонтопригодность клапана.

Установка клапана обратного в перепускном отверстии с помощью разъемного соединения, например с помощью резьбы, позволяет быстро произвести его замену или ремонт.

Выполнение запорного элемента обратного клапана в виде шара обеспечивает герметичность обратного клапана в закрытом положении, а также при открытии клапана обеспечивает самоцентрирование шара в полости корпуса клапана. Точечный контакт шара и корпуса при перемещении шара вдоль оси обратного клапана не позволяет заклинивание его в корпусе, что повышает надежность работы перепускного клапана в целом.

Подпружинивание шара обратного клапана в противоположном

направлении воздействия на шар потока жидкости, поступающего из затрубного пространства, позволяет использовать клапан как в горизонтальных, так и наклонных скважинах, что расширяет функциональные возможности клапана.

Выполнение клапана перепускного в виде самостоятельного изделия, имеющего на корпусе и на обоих концах вала присоединительные элементы, например шлицевые муфты для соединения с валом входного модуля или газосепаратора и насосом, повышает удобство эксплуатации, ремонтопригодность клапана.

На рисунке 2.2 приведен общий вид клапана перепускного для погружного центробежного электронасоса. Клапан перепускной содержит ступенчатый корпус 1 с отверстием для прохода жидкости 2, выполненный, например, сборным, включающим верхнюю часть 3 и нижнюю часть 4 корпуса. В корпусе 1 установлен вал 5, закрепленный, в частности, в подшипниковой опоре 6, в которой установлены радиальные подшипники скольжения 7. В опоре 6 выполнены каналы 8 для прохода перекачиваемой жидкости. Подшипниковая опора 6 закреплена в корпусе 1 с помощью разъемного соединения, например резьбы. На концах вала 5 установлены шлицевые муфты 9 и 10 для соединения вала 5 с валом входного модуля или газосепаратора и валом насоса ЭЦН соответственно (не показано). В ступенчатой части корпуса 1 выполнены перепускные отверстия 11, расположенные под углом к центральной оси клапана по направлению потока добываемой жидкости. В каждом перепускном отверстии 11 установлен обратный клапан 12. Обратный клапан 12 содержит клапанную пару, включающую седло 13 и подпружиненный пружиной 14 запорный элемент (шар) 15, установленный в отверстии 16 корпуса 17 обратного клапана 12 с возможностью перемещения. Обратные клапаны 12 установлены в перепускных отверстиях 11 с помощью, например, резьбового соединения.

Рисунок 2.2 - Клапан перепускной

Корпус 1 содержит присоединительный фланец 18 с отверстиями 19 для крепежных элементов, позволяющий произвести монтаж перепускного клапана к входному модулю (не показано). Корпус 1 снабжен крепежными элементами (шпильками) 20 для соединения с корпусом насоса ЭЦН.

При включении насосной установки пластовая жидкость, находящаяся под давлением столба жидкости в скважине, поступает от входного модуля или газосепаратора (не показано), через отверстие 2 в перепускной клапан, проходит через каналы 8 подшипниковой опоры 6 и поступает на прием ЭЦН. При этом шар 15 обратного клапана 12 прижат к седлу 13 пружиной 14, что исключает подвод пластовой жидкости из затрубного пространства через перепускные отверстия 11 внутрь перепускного клапана и соответственно к приему насоса ЭЦН. При частичном или полном засорении входного модуля или газосепаратора (не показано) частицами механических примесей происходит увеличение перепада давления между давлением жидкости снаружи и жидкостью, находящейся во внутренней полости перепускного клапана. При этом происходит открытие обратного клапана 12, при котором шар 15 перемещается от седла 13, сжимая пружину 14 обратного клапана 12. Пластовая жидкость через отверстие 16 обратного клапана 12 поступает из затрубного пространства внутрь корпуса 1 перепускного клапана и далее, проходя через каналы 8 подшипниковой опоры 6, выходит из клапана и поступает на прием насоса, обеспечивая его жидкостью для продолжения работы, что предотвращает срыв подачи электронасоса.

2.2 Патентная проработка перепускного клапана

Целью патентной проработки является усовершенствование перепускного клапана для погружного центробежного электронасоса (патент № 2480630, F04D15/02, F04D13/10).

Одним из основных элементов перепускного клапана (рисунок 2.2) является обратный клапан, служащий для поступления пластовой жидкости при частичном или полном засорении входного модуля или газосепаратора частицами механических примесей. Недостатком данной конструкции является быстрое засорение обратного клапана вследствие попадание крупных частиц в отверстие обратного клапана. Данная проблема очень актуальна для электроцентробежных насосов износостойкого исполнения. Решением является установка приемной фильтрующей сетки 13 (рисунок 2.3) на пути движении пластовой жидкости в обратный клапан 1, служащей для фильтрации от крупных механических частиц. Это конструктивное внедрение позволит увеличит время работы перепускного клапана в нормальном режиме, а следовательно и срок службы насоса.

Монтаж перепускного клапана рассматриваемой конструкции осложнен по причине отсутствия проточки для установки в монтажный хомут элеватор. Решением является нарезка проточки в области головки 5 перепускного клапана, что позволит упростить процесс монтажа, увеличит его скорость и сделает его аналогичным процессу монтажа других секций насоса.

Рисунок 2.3 - Клапан перепускной модернизированный

Также в модернизированной конструкции перепускного клапаны выполнены верхняя 9 и нижняя 10 крышки, служащие для защиты от загрязнения внутренней полости на время хранения и транспортировки.

Недостатком данной конструкции модернизированного узла является увеличенный габаритный размер в осевом направлении по сравнению с рассматриваемым патентом.

3 . Устройство и принцип действия насоса

Установка ЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии (круглого и плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны насосно-компрессорных труб, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (или комплексного устройства) .

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ металлическими поясами.

На длине насоса и протектора кабель - плоский, прикреплен к ним металлическими поясами и защищен от повреждения кожухами или хомутами.

Над насосами устанавливают обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод жидкости в выкидной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый. Электродвигатель погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором. Гидрозащита электродвигателя состоит из протектора и компенсатора. Протектор двухкамерный с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией.

Трансформатор обеспечивает подачу необходимого напряжения к погружному электродвигателю, станция управления предназначена для управления погружным электронасосом и отключения всей установки при отключении от нормально режима ее работы.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. В основном для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 130 до 415 ступеней.

Центробежный насос представляет собой простую гидравлическую машину, предназначенную для подъема и транспортирования по трубопроводу жидкости от одного места к другому. Насос состоит в основном из рабочего колеса с лопастями, направляющего аппарата, вала и корпуса.

Принцип действия насоса, с некоторым упрощением, можно представить себе следующим образом: жидкость, засасываемая через фильтр и всасывающий клапан, поступает по патрубку на лопасти вращающегося колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Погружной насос имеет много ступеней и этот процесс повторяется в каждой ступени приобретая большую скорость и давление. Кинетическая энергия жидкости преобразуется в давление в спиральном канале. На выходе из насоса поток жидкости собирается и направляется в колонну насосно-компрессорных труб.

Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия. Параметры насоса указывают при работе его на воде.

3.1 Компоновка насоса

Погружные электроцентробежные насосы спроектированы по секционному принципу и в общем случае состоят из входного модуля (МВ), средних секций (СС), верхней секции (СВ), обратного (КО) и спускных (КС) клапанов (рисунок 3.1, а). При высоком содержании газа в состав насоса включается модуль насосный - газосепаратор (МНГ) (рисунок 3.1, б). Конструкцией предусмотрены варианты комплектации насосов нижней секцией (СН), имеющей приемную сетку, при этом из состава насоса исключается входной модуль (рисунок 3.1, в). При использовании нижней секции газосепаратор не может быть включен в состав насоса. В состав насоса при высоком содержании газа может быть включен газосепаратор с приемной сеткой (МНГН) (рисунок 3.1, г). При этом нет необходимости во входном модуле.

Насосы, в зависимости от поперечного габарита, изготавливаются трех групп: 5, 5А и 6. Группа условно определяет минимальный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, что составляет для группы 5 - 123,7 мм, 5А - 130 мм, 6 - 148,3 мм. Диаметр корпуса насоса соответственно равен 92, 103 и 114 мм.

Рисунок 3.1 - Компоновка ЭЦН

3.2 Устройство модулей и работа насоса

Погружной насос собирается из входного модуля МВ, модуля насосного-газосепаратора МНГ, средней секции СС (одна + четыре), верхней секции СВ, которые соединяются между собой за фланцы при помощи шпилек и болтов.

Обратный клапан ввинчивается в ловильную головку верхней секции, спускной клапан ввинчивается в обратный. Привод насоса осуществляется погружным электродвигателем. Перекачиваемая жидкость через входной модуль поступает в газосепаратор, где происходит отделение попутного газа, затем в секции насоса, где создается требуемый напор. Через обратный и спускной клапан жидкость поступает в напорный трубопровод-колонну НКТ. Обратный и спускной клапаны могут быть установлены и выше ловильной головки насоса на 6…7 насосно-компрессорных труб.

Входной модуль служит для приема и грубой очистки перекачиваемой жидкости, для соединения секций с двигателем и передачи крутящего момента от вала двигателя к валам секций насоса. Входной модуль приведен на рисунке 3.2 и состоит из основания 1, с отверстиями для прохода пластовой жидкости, в котором на подшипниках скольжения вращается вал 2. Снаружи основание обтянуто приемной сеткой 3. Для соединения вала модуля с валом протектора двигателя служит шлицевая муфта 4. При помощи шпилек 5 модуль верхним концом крепится к средней секции насоса или модулю насосному-газосепаратору. Нижним фланцем входной модуль крепится к протектору с помощью шпилек и гаек. На период транспортирования и хранения входной модуль закрыт крышками 6 и 7.

Модуль насосный-газосепаратор (газосепаратор) предназначен для уменьшения объемного содержания свободного газа на входе в секции насоса. Газосепаратор МНГ изображен на рисунке 3.3 и состоит из трубного корпуса 1 с головкой 2, основанием 3 по его концам и вала 4 с расположенными в нём деталями. В корпусе установлены гайка 5, крепящая пакет рабочих органов через упор 6, подшипник 7, распорную втулку 8, направляющие аппараты 9,10 и опорное кольцо 11. На валу расположены втулки 12 радиальных подшипников, шлицевая муфта 19, шнек 13, рабочее колесо 14, втулки 15, решетка 16 и сепараторы 17. В головку 2 запрессован переводник 18, образующий с головкой муфту перекрестного потока, снаружи головки закреплен перфорированный патрубок 20, исполняющий роль дополнительного сепарирующего узла.

На период транспортирования и хранения газосепаратор закрыт крышками 21 и 22.

Газосепаратор основанием крепится с помощью шпилек и гаек к входному модулю. Головка газосепаратора фланцем стыкуется со средней секцией насоса и крепится к ней шпильками или болтами. Соединение валов осуществляется с помощью шлицевых муфт. Основание газосепаратора имеет вариант исполнения с приемной сеткой, в этом случае входной модуль не нужен и газосепаратор стыкуется непосредственно с протектором (исполнение МНГН).

Рисунок 3.3 - Модуль насосный-газосепаратор

Работает газосепаратор следующим образом. Газожидкостная смесь попадает через входной модуль или сетку основания газосепаратора на шнек и далее к рабочим органам. За счет приобретения напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на прием насоса, а отсепарированная газожидкостная смесь попадает в полость перфорированного патрубка, где происходит дополнительное разделение газа и жидкости. Эта жидкость вытекает через отверстия патрубка, стекает снаружи по корпусу газосепаратора и снова поступает на вход. При этом снижается содержание газа в смеси, поступающей через входной модуль в газосепаратор. Газ через перфорированный патрубок отводится в затрубное пространство. Газосепараторы МНГ(К)5, МНГН(К)5 используются с насосами производительностью до 250 мі/сут, а МНГ(К)5А, МНГН(К)5А - с насосами производительностью до 400 мі/сут.

Средняя секция изображена на рисунках 3.4 и является основной частью насоса. Средняя секция состоит из корпуса 1, вала 2, пакета ступеней (рабочих колес 3 и направляющих аппаратов 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, промежуточных подшипников 17, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10, резиновых колец 11, 13, шлицевой муфты 14 и крышек 15 и 16. Рабочие колеса и направляющие аппараты установлены последовательно. Направляющие аппараты в корпусе стянуты верхним подшипником и основанием и во время работы неподвижны. Рабочие колеса посажены через шпонку на вал, который приводит их во вращение. При вращении колес перекачиваемая жидкость получает приращение напора от ступени к ступени.

Верхний промежуточный 5 и нижний 6 подшипники являются радиальными опорами вала, а верхняя осевая опора 7 воспринимает нагрузки, действующие вдоль оси вала. Резиновые кольца 11 герметизируют внутреннюю полость секции от утечек перекачиваемой и входным модулем.

Шлицевая муфта 14 служит для соединения с валом пристыкованной секции или входного модуля или газосепаратора или протектора и передает вращение от одного вала к другому. На период транспортирования и хранения секция закрыта крышками.

Ребра 10 предназначены для защиты электрического кабеля, располагаемого между ними, от механических повреждений о стенку обсадных труб при спуске и подъеме насоса. Ребра прикреплены к основанию секции болтом с гайкой.

Обратный клапан, приведенный на рисунке 3.5, предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения его повторного запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.

Обратный клапан состоит из корпуса 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения спускного клапана, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней секции. 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 поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, клапан закрывается.

Рисунок 3.5 - Клапан обратный

Сливной клапан изображен на рисунке 3.6 и предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны НКТ) при подъеме насоса из скважины. Сливной клапан состоит из корпуса 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба муфты для соединения к НКТ, имеющей условный диаметр 73 мм, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан.

Рисунок 3.6 - Клапан сливной

В корпус ввернут штуцер 2, который уплотнен резиновым кольцом 3. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) специальным инструментом, и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство. На период транспортирования и хранения обратный клапан закрыт крышками 4 и 5. Погружные электродвигатели, служащие для привода центробежных насосов, асинхронные с короткозамкнутыми роторами, маслозаполненные. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения вала равна 3000 об/мин. Двигатели также, как и насосы, имеют малые диаметры, различные для скважин с обсадными колоннами 140, 146 и 168 мм. В тоже время их мощность может достигать 125 кВт. В связи с этим двигатели выполняют длиной иногда более 8 м.

Для предохранения электродвигателя от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости, компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также во избежание утечек масла через неплотности служит гидрозащита (протектор).

Гидрозащита расположена между двигателем и насосом и, создавая избыточное давление, одновременно подает густое масло к сальнику центробежного насоса, препятствуя утечке добываемой жидкости.

Электроэнергия подводится к погружному двигателю по специальному бронированному кабелю. Основная часть кабеля имеет круглое сечение. По погружному агрегату (насос, гидрозащита, головка двигателя) прокладывается плоский кабель, соответствующий необходимому диаметральному габариту агрегата.

Подобные документы

Назначение и технические данные установок погружных центробежных насосов, их типы. Анализ аварийного фонда по НГДУ "Лянторнефть". Гидрозащита электродвигателя, предназначенная для предотвращения проникновения пластовой жидкости в его внутреннюю полость.

дипломная работа , добавлен 31.12.2015


Эксплуатационные показатели скважинного электронасосного агрегата. Параметры, характеризующие скважину: статический и динамический уровень жидкости, понижение уровня жидкости, дебит и удельный дебит скважины. Подготовка электронасоса к использованию.

курсовая работа , добавлен 25.07.2014


Гидравлический расчет системы подъема нефти из скважины погружным центробежным насосом. Построение графика потребного напора и определение рабочей точки. Выбор погружного электрического центробежного насоса, пересчет его характеристик на вязкую жидкость.

курсовая работа , добавлен 13.02.2013


Характеристика погружного насоса, погружаемого ниже уровня перекачиваемой жидкости. Анализ штанговых погружных и бесштанговых погружных насосов. Коэффициент совершенства декомпозиции системы. Знакомство с основными видами насосов погружного типа.

курсовая работа , добавлен 18.12.2011


Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.

презентация , добавлен 24.10.2013


Погружной центробежный модульный насос, его конструктивные особенности и назначение, основные преимущества и недостатки. Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Техническое обслуживание и правила эксплуатации насоса.

курсовая работа , добавлен 26.02.2015


Эксплуатация газовых скважин, методы и средства диагностики проблем, возникающих из-за скопления жидкости. Образование конуса обводнения; источник жидкости; измерение давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне.

реферат , добавлен 17.05.2013


Эксплуатация скважин центробежными погружными насосами. Насосы погружные центробежные модульные типа ЭЦНД. Установка ПЦЭН специального назначения и определение глубины его подвески. Элементы электрооборудования установки и погружной насосный агрегат.

дипломная работа , добавлен 27.02.2009


История освоения Приобского нефтяного месторождения. Геологическая характеристика: продуктивные пласты, водоносные комплексы. Динамика показателей разработки и фонда скважин. Подбор установки электрического центробежного насоса. Расчет капитальных затрат.

дипломная работа , добавлен 26.02.2015


Техническое описание, устройство и принцип работы насоса ЦНСМ 60-99. Порядок установки и подготовка к работе. Инструкции по эксплуатации и меры безопасности. Характерные неисправности и методы их устранения. Вибродиагностика, центровка насосного агрегата.

Область применения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м 3 /сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.

Установка (рис. 24) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:

— установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

— установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

— установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6¸8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С).

Пример шифра установок — УЭЦНМК 5-125-1300 означает: УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м 3 /сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст.

На рис. 24 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Установки (на рис. 24 схема НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50¸100 до 200¸250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в табл. 7 основных данных установок.

Таблица 7

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152¸393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

Насос (ЭЦНМ) — погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы — 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5¸92 мм, группы 5А — 103 мм, группы 6 — 114 мм.

Модуль-секция насоса (рис. 25) состоит из корпуса 1 , вала 2 , пакетов ступеней (рабочих колес — 3 и направляющих аппаратов — 4 ), верхнего подшипника 5 , нижнего подшипника 6 , верхней осевой опоры 7 , головки 8 , основания 9 , двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11 , 12 , 13 .

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рис. 25) и основание 9 , а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения — из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный — газосепаратор (рис. 26).

Рис. 26. Газосепаратор:

1 – головка; 2 – переводник; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал; 6 – решетка; 7 ‑ направляющий аппарат; 8 – рабочее колесо; 9 – шнек; 10 – подшипник; 11 ‑ основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ — в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250¸500 м 3 /сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 27) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530¸2300 В, номинальный ток 26¸122,5 А.

Рис. 27. Электродвигатель серии ПЭДУ:

1 – соединительная муфта; 2 – крышка; 3 – головка; 4 – пятка; 5 – подпятник; 6 ‑ крышка кабельного ввода; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного ввода; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фильтр; 12 – основание

Гидрозащита (рис. 28) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Рис. 28. Гидрозащита:

а – открытого типа; б – закрытого типа

А – верхняя камера; Б – нижняя камера;

1 – головка; 2 – торцевое уплотнение; 3 – верхний ниппель; 4 – корпус; 5 – средний ниппель; 6 – вал; 7 – нижний ниппель; 8 – основание; 9 ‑ соединительная трубка; 10 – диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя — маслом МА‑ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий — гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸250 кВт, масса 53¸59 кг.

Система термоманометрическая ТМС — 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 о С.

Масса общая 10,2 кг (см. рис. 24).

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля — круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского — КПБП (рис. 29), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рис. 29. Кабели:

а – круглый; б – плоский; 1 – жила; 2 – изоляция; 3 – оболочка; 4 – подушка; 5 — броня

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля — уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160 о С.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸1800м.

Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов — КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16¸125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.