Author: Ивановский В.Н. Дарищев В.И. Сабиров А.А. Каштанов В.С. Пекин С.С.
Tags: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых геология нефть бурение скважин
ISBN: 5-7246-0206-7
Year: 2002
Text
Большая библиотека технической литературы
Тысячи книг нефтегазовой тематики, а также литература по другим темам.
www.tech-biblio.ru
В. Н. ИВАНОВСКИЙ, В. И. ДАРИЩЕВ
А. А. САБИРОВ, В. С. КАШТАНОВ
С. С. ПЕКИН
СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Допущено учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве учебного пособия по направлению подготовки дипломированного специалиста 657300 «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства» по специальности 170200 «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»
Москва
2002
УДК 622 276 53
С42
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С.
С42 Скважинные насосные установки для добычи нефти. — М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. — 824 с.: ил.
ISBN 5-7246-0206-7
Дано описание современных скважинных насосных установок для добычи нефти
В издании содержатся сведения об оборудовании скважинных насосных установок с погружным электроприводом (УЭЦН, УЭВН, УЭДН), скважинных гидро при водных (гидропоршневых, гидроштанговых, струйных, гидро-импульсных насосных установок) и штанговых насосных установок (с возвратно-поступательными и винтовыми насосами) для добычи нефти.
Приведены конструкции и параметры оборудования, применяемого при эксплуатации нефтяных месторождений, которое выпускается ведущими машиностроительными компаниями России и зарубежных стран.
Даны рекомендации по выбору типов оборудования и методам расчета его параметров. Описаны принципы выбора машин и механизмов для определенного технологического процесса по его параметрам.
Книга является учебным пособием для инженерно-технических работников нефтяной и газовой промышленности, сотрудников машиностроительных организаций, студентов вузов, обучающихся по специальностям «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности», «Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений».
УДК 622.276.53
Книга создана прн технической и материальной поддержке нефтегазовой компании «Славнефть».
ISBN 5-7246-0206-7
© Коллектив авторов, 2002
ВВЕДЕНИЕ
Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %.
Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение средних дебитов добывающих скважин.
Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и использования повышенной депрессии на пласт.
Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60—70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80—90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет
з
медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн т обходится в 10—50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн т [1].
Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ремонт, что доказывает необходимость повышения надежности работы внутрискважинного оборудования.
Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во многих районах Западной Сибири отклонение забоя от точки начала бурения достигает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40—60 градусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождений Западной Сибири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуатация наклонно-направленных скважин приводит к значительному сокращению наработки на отказ и межремонтному периоду.
Одним из эффективных путей улучшения технико-экономических показателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сокращение числа скважин. Например, для месторождений севера Тюменской области на сооружение скважин приходится 20—25 % капитальных вложений и 30— 34 % металлозатрат. Одним из способов повышения средних дебитов является бурение так называемых горизонтальных скважин. Проводка таких скважин позволяет в 3—20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести разработку значительно меньшим количеством скважин. Это особенно важно для месторождений морского и шельфового типа. Наибольший эффект достигается при добыче нефти с помощью горизонтальных скважин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллекторах.
В соответствии с изменением условий добычи нефти меняется также и степень распространенности различных способов ее добычи. В табл. 1. приведены данные по распределению добычи нефти по способам эксплуатации в СССР и в Российской Федерации [2].
4
Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин
Таблица 1
Способ эксплуатации Год
1988 1994 2001
Фонд скважин Добыча нефти Фонд скважин Добыча нефти Фонд скважин Добыча нефти
Шт % Тыс. т % Шт % Тыс т % Шт % Тыс т %
Всего 151910 100 606390 100 14611 100 318027 100 146481 100 314027 100
Фонтан 12229 8,1 94164 15,5 9488 6,7 40389 12,7 9183 6,7 25436 8,1
УЭЦН 45102 29,7 342809 56,5 47014 33,2 188908 59,4 51174 33,2 205374 65,4
УСШН 86694 57,0 108586 17,9 79019 55,8 62651 19,7 79945 55,8 58409 18,6
Газлифт 7663 4,9 59326 9,8 5523 3,9 24170 7,6 4731 3,9 21040 6,7
Прочие 422 0,3 1505 0,3 566 0,4 1908 0,6 1448 1,0 3768 1,2
Области применения различных видов нефтедобывающего оборудования основываются на теоретических расчетах рабочих параметров скважинных насосов и наземного оборудования, на основании данных, указанных российскими и зарубежными конструкторами для оптимального режима работы установок по добыче нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере износа оборудования и ухудшения условий эксплуатации. Как только условия эксплуатации усложняются, области экономически целесообразного применения различных способов могут существенно измениться.
Рис. 1. Области применения скважинных насосных установок для добычи нефти
6
КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Традиционными и наиболее распространенными видами механизированной добычи нефти являются установки скважинных штанговых насосов (ШСН), которыми в странах СНГ оборудовано свыше 57 % общего фонда нефтяных скважин. С точки зрения экономических возможностей ШСН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области подач от I до 40 м5/сут ШСН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сутки, он может достигать максимального значения (37 %). Таким образом, ШСНУ хорошо приспособлены для работы в условиях малого дебита скважин, однако этот вид оборудования очень чувствителен к целому ряду осложняющих факторов, среди которых одними из самых весомых являются кривизна ствола скважины, обводненность продукции, наличие механических примесей. Непрерывное движение штанг вызывает усиленный износ штанговых муфт и, что особенно существенно, насосных труб. В результате многочисленных исследований установлена связь между наработкой на отказ ШСН, интенсивностью искривления стволов скважин и обводненностью продукции. Например, в условиях ПО «Башнефть» при увеличении темпа набора кривизны с 2 до 4 градусов на 10 м и обводненности продукции с 20 до 90 % наработка ШСН снижается примерно в 2 раза.
В Российской Федерации среди бесштанговых насосов наиболее распространенными являются установки центробежных насосов. Ими оборудовано свыше 35 % всего фонда скважин страны. ЭЦН имеют очень большой диапазон подач — от 10 до 1000 м3/сутки и более способны развивать напор до 3500 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м'/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного контроля состояния, а также регулирования производительности ЭЦН существенно превосходит штанговые установки. Также ус
7
тановки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины.
Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.
Таким образом, проанализировав опыт применения ЭЦН, можно выделить следующие основные аспекты:
1. Применение ЭЦН в малодебитных скважинах возможно только в режиме периодической эксплуатации, что отрицательно сказывается и на оборудовании, и на скважине.
2. Существует целый ряд факторов, которые вызывают появление осложнений при эксплуатации скважин с применением ЭЦН.
Еще одним типом насоса с погружным электродвигателем является винтовой насос. Винтовые насосы лучше всего подходят для подач 10—200 м5/сут с напором, не превышающем 1500 м. В силу конструктивных особенностей эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в нефти песка и попутного газа. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют работать этому виду оборудования в практически горизонтальных скважинах и при больших темпах набора кривизны. Однако наличие резиновой обоймы накладывает температурные ограничения на область применения винтовых насосов. Для насосов УЭВН температура откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °C. Кроме того, установка имеет недостаточную гибкость по изменению производительности, поэтому для эффективной эксплуатации малодебитных скважин винтовыми насосами необходим выпуск либо большого числа типоразмеров насоса, либо насоса с регулируемой производительностью. Все это ведет к увеличению стоимости установки, а при малых подачах приводит к значительному снижению экономической эффективности.
И, наконец, последним видом оборудования с погружным электродвигателем являются установки диафрагменных электро
8
насосов типа УЭДН. Эти насосы позволяют добывать нефть с высокими технико-экономическими показателями из так называемых «песочных» скважин (с содержанием песка до 5 г/л), а также из скважин, продукция которых содержит агрессивные компоненты. Установка проста в монтаже и обслуживании. Опыт эксплуатации позволил конкретно оценить надежность диафрагменных насосов в некоторых нефтяных регионах. Так, в ПО «Азнефть» МРП скважин, эксплуатируемых диафрагменными насосами, оказался в 2,4 раза больше, чем МРП тех же скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами. В ПО «Башнефть» МРП скважин, эксплуатируемых УЭДН, составил 440 суток. В ПО «Татнефть» на конец 1995 г. УЭДН было оборудовано около 300 скважин, а их МРП составил 346 суток.
К недостаткам данного вида оборудования можно отнести очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м3/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м3/сут — всего 600 м.
Одним из перспективных видов оборудования, особенно для добычи нефти из наклонно-направленных скважин, являются гидроприводные насосы, у которых отсутствуют жесткие энергопередающие связи. В настоящее время в России и за рубежом наибольшее распространение получили так называемые гидро-поршневые установки, то есть такие установки, у которых силовой привод (силовой насос) находится на поверхности, а распределительное устройство и рабочий орган спущены в скважину. Данный вид оборудования обеспечивает самые большие напоры (до 4000 м) и достаточно большие подачи (до 400 м3/сут) благодаря высокому числу ходов поршня, которое может превышать 100 ‘/мин. Максимальный КПД гидропоршневых насосов составляет около 32 % при подачах 60—80 м3/сут. Установки данного типа позволяют использовать групповой гидравлический привод (на несколько скважин), дают возможность плавно регулировать подачу насоса без его остановки. Спускоподъемные операции полностью механизированы, а надежная герметизация устья скважины при смене погружного агрегата исключает загрязнение окружающей среды.
К недостаткам данного вида оборудования можно отнести:
1. При использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожароопасна.
9
2. Затруднена добыча нефти с высоким содержанием песка.
3. Гидропоршневые насосы плохо работают с газированной жидкостью.
4. Трудности в установлении постоянного режима в малодебитных скважинах.
5. Требуется спуск в скважину двух колонн НКТ и пакера (для установок с закрытой системой циркуляции).
6. Трудности при подготовке воды в качестве рабочей жидкости.
7. Проблема безопасности на поверхности при высоком давлении нефти в системе силовой жидкости, так как при авариях происходят значительные ее утечки.
8. Высокая стоимость как погружного агрегата, так и наземного оборудования.
Все это приводит к тому, что данный вид оборудования не рационально использовать для добычи нефти из одиночных малодебитных скважин. Такие установки используются для групповой добычи нефти (8—16 скважин).
В настоящее время в России ведутся работы по совершенствованию струйных насосов для добычи нефти. Имея более низкую стоимость, чем гидропоршневые, струйные насосы имеют сравнительно низкий КПД, который уменьшается с ростом напора и подачи. При малых дебитах КПД струйного насоса составляет порядка 21 %, а при дебитах более 250 м3/сут — снижается до 18 %.
Кроме того, струйные насосы нужно заглублять под динамический уровень до достижения давления на приеме, при котором отсутствует кавитация. В России разрабатывается и выпускается серия струйных насосов с производительностью от 100 до 600 м3/сут.
Еще одним способом механизированной добычи нефти является газлифт. Этот способ обеспечивает высокие отборы жидкости. При малых отборах КПД газлифта незначителен, но при больших дебитах он достигает 30 %. К достоинствам газлифта относится гибкость регулирования подачи с помощью соотношения объемов газа и жидкости, а также легкость перехода от непрерывного газлифта к периодическому или плунжерному по мере истощения скважины.
Обобщенные сведения о возможностях разных способов эксплуатации нефтяных скважин представлены в табл. 2.
10
Сравнительные возможности разных способов эксплуатации нефтяных скважин
Таблица 2
Факторы, осложняющие эксплуатацию Оборудование для подъема жидкости из скважин
Штанговые Электроприводные Г идроприводные Газлифт
Плунжерные Винтовые Центробежные Диафрагменные Поршневые Струйные
Море X X XX XX XXX XXX XX
Пустыня XX XX X X XX XXX XX
Городская зона 0 XX XX XX XXX XXX XX
Одиночные скважины XXX X X X XXX XXX 0
Куст скважин X XX XX XX XXX XXX XXX
Большая глубина X 0 0 0 XXX XXX XX
Низкое забойное давление XXX XX XX XX XXX X X
Высокая температура XX 0 0 0 XX XXX XXX
Вязкая жидкость X XXX 0 0 XX XX X
Коррозионная жидкость X X 0 XXX XXX XXX XX
Наличие песка X 0 0 XXX X X XX
Солеотложения X X X XX XX XX 0
Опасность образования эмульсии XX XX X X XXX 0 X
Высокий газовый фактор X X 0 0 X XX XX
Примечание. Оценка работы: 0 — плохо; X — удовлетворительно; XX — хорошо; XXX — отлично.
К недостаткам этого способа можно отнести:
1. Неэффективеность для небольших месторождений и одиночных скважин.
2. Плохую работу при добыче эмульсии и вязкой нефти.
3. Низкую экономическую эффективность при обводненности продукции скважин более 85 %.
4. Необходимость персонала высокой квалификации.
5. Проблему безопасности из-за высокого давления газа.
6. Невозможность эксплуатации глубоких скважин до полного истощения.
В связи с вышеизложенным, область применения газлифта находится в зоне высокодебитных скважин.
Анализ состояния дел в нефтяной промышленности Российской Федерации показывает, что в ближайшем обозримом будущем большая часть нефти будет добываться механизированным способом, в первую очередь — с помощью скважинных насосных установок.
В настоящее время на нефтяных промыслах страны работает большое количество скважинных насосных установок всевозможных конструкций, выпускаемых различными фирмами.
Цель настоящего издания — ознакомить работников нефтяной промышленности и машиностроительных отраслей с современными насосными установками для добычи нефти, их характеристиками и областями применения.
Авторы выражают глубокую благодарность нефтегазовой компании «Славнефть» за благотворительную помощь в создании настоящего издания.
12
ГЛАВА I. УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ
1.1. 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 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.
Рабочим органом скважинного центробежного насоса служит ступень насосная (СН) с цилиндрическими (ЦЛ) или наклонноцилиндрическими лопатками (НЦЛ), состоящая из рабочего колеса и направляющего аппарата (рис. 1.1).
13
Рис. 1.1. Ступень ЭЦН
1 — направляющий аппарат; 2, 4 — кольцевые безлопаточные камеры;
3 — рабочее колесо; 5 — нижняя опорная шайба; 6 — защитная втулка, 7— верхняя опорная шайба, 8 — вал
Ступени с ЦЛ применяются на номинальные подачи до 125 м3/сут (включительно) в насосах с наружным диаметром 86 и 92 мм, до 160 м3/сут в насосах с диаметром 103 мм и до 250 м3/сут в насосах с диаметром 114 мм.
Ступени с НЦЛ применяются в насосах с большей подачей. В области своего применения ступени с НЦЛ имеют более высокий КПД и более, чем в 1,5 раза увеличенную подачу, чем ступени с ЦЛ в тех же диаметральных габаритах. Наружный диаметр ступеней 70, 80, 90 и 100 мм.
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.
Для возможности сборки ЭЦН с таким количеством ступеней и разгрузки вала от осевой силы применяется плавающее рабочее колесо. Рабочее колесо в насосе не фиксируется на валу в осевом направлении и удерживается от проворота призматической шпонкой. Колесо может свободно перемещаться в осевом направлении в промежутке, ограниченном опорными поверхностями направляющих аппаратов.
Колесо опирается на индивидуальную для каждой СН осевую опору, состоящую из опорного бурта направляющего аппарата предыдущей ступени и антифрикционной износостойкой шай
14
бы, запрессованной в расточку рабочего колеса; при этом утечка через переднее уплотнение колеса практически равна нулю. Но механический КПД ступени с плавающим рабочим колесом снижается из-за потерь трения в нижней опоре колеса. Величина этих потерь в первом приближении пропорциональна осевой силе, действующей на рабочее колесо ступени.
Относительная характеристика ступени насоса представлена на рис 1.2. Под относительной величиной понимается отношение фактической величины к соответствующей величине на оптимальном режиме, при котором КПД достигает максимального значения [3].
Рис. 1.2. Относительная характеристика ступени:
1 — относительный КПД (Л); 2 — относительный напор (Н); 3 — относительная осевая сила (Рос); 4 — относительная мощность (/V), q — относительная подача; Q — фактическая подача; Qo — оптимальная подача, соответствующая максимальному КПД
На режимах, примерно на 10% превышающих подачу нулевой осевой силы, рабочее колесо СН может «всплыть», т.е. переместиться вверх вплоть до упора, выполненного в виде верхней осевой опоры, состоящей из опорного бурта на направляющем аппарате и шайбы, запрессованной в расточку рабочего колеса. Всплытие рабочего колеса сопровождается скачкообразным снижением напора, КПД и резким повышение потребляемой мощности при увеличении подачи. При уменьшении подачи от режима открытой задвижки рабочее колесо может опускаться в нижнее положение при значениях относительной подачи q ~ = 0,9-1,0.
Наиболее распространенный в настоящее время способ разгрузки колеса от осевой силы в ступенях с НЦЛ — создание при помощи выполненного у колеса второго верхнего уплотнения
15
камеры за ведущим диском колеса, в котором давление с помощью отверстий в ведущем диске уравнивается с давлением у входа в колесо (рис. 1.3, а). Разгрузка рабочего колеса позволяет существенно снизить осевую силу. Такие ступени по сравнению с аналогичными ступенями с неразгруженными рабочими колесами имеют ряд преимуществ: повышенный ресурс работы индивидуальной нижней опоры рабочего колеса, увеличенный КПД ступени.
Рис. 1.3. Конструкции ступеней: а — с разгруженным рабочим колесом, б — двухопорная.
1 — корпус; 2 — направляющий аппарат; 3 — рабочее колесо
Недостатками ступеней с разгруженными рабочими колесами является усложнение технологии и повышение трудоемкости изготовления, функциональный отказ способа разгрузки при засорении разгрузочных отверстий и при износе верхнего уплотнения рабочего колеса.
Усиление пары индивидуальной осевой опоры и межступен-ного уплотнения СН может быть достигнуто применением двухопорной конструкции ступени (рис. 1.3, б). Двухопорная конструкция СН имеет по сравнению с одноопорной ступенью, повышенный ресурс индивидуальной нижней пяты ступени, более надежную изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекаюшей жидкости, увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса из-за увеличенных осевых длин межступенных уплотнений, служащих в ЭЦН помимо уплотнения дополнительными радиальными подшипниками.
Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении.
16
В погружном центробежном насосе для добычи нефти в зависимости от перекачиваемой продукции, в первую очередь, изнашиваются поверхности трения осевых и радиальных опор, в том числе осевых опор рабочих колес и радиальных межступен-ных уплотнений, а также поверхности каналов, контактирующие с потоком перекачиваемой жидкости. Повышение надежности и долговечности ступеней достигается путем уменьшения осевой силы, действующей на рабочие колеса, усиления пары трения осевой и радиальной опор, использования соответствующих износостойких и коррозионностойких материалов, уменьшением действия радиальных сил на ротор путем повышения точности изготовления, балансировки рабочих колес.
Ответственной с точки зрения повышения надежности СН является верхняя пята рабочего колеса. Рабочее колесо работает на верхней пяте кратковременно на пусковых режимах и на режимах, лежащих правее рекомендованного диапазона подач, т.е. в режимах возможного всплытия рабочего колеса. При нарушении правил эксплуатации — установлении рабочего режима регулированием подачи от открытой задвижки — всплывшее рабочее колесо может не опускаться в свое нижнее положение и продолжительное время будет работать на своей верхней пяте.
Условия трения в верхней пяте рабочего колеса менее благоприятные, чем условия трения нижней пяты из-за меньшего перепада давления в пяте, и, следовательно, худшей смазки поверхности трения.
Износ поверхности каналов СН, контактирующих с потоком жидкости, возникает в случае применения СН для перекачивания жидкостей, содержащих механические примеси, твердость которых превышает твердость материалов СН.
В насосах типа ЭЦН, ЭЦНИ и ЭЦНК используются ступени с одними и теми же проточными частями. Ступени в насосах разных исполнений отличаются друг от друга материалами рабочих органов, пар трения и некоторыми конструктивными элементами [3].
Значительные отличия имеет насосная ступень, разработанная и выпускаемая фирмой «Новомет» (рис. 1.4).
Рабочее колесо 3 имеет на своем верхнем (заднем) диске радиальные лопатки 2, которые вместе с нижним диском направляющего аппарата 1 образуют упрощенную конструкцию вихре-
2 Ивановский
17
Рис. 1.4. Ступени центробежно-вихревого насоса фирмы «Новомет»
1 — вал; 2 — шпонка; 3 — рабочее колесо; 4 — радиальная лопатка; 5 — направляющий аппарат; 6 — нижняя опорная шайба; 7 — верхняя опорная шайба; 8 — корпус насоса
вого насоса. Такая конструкция обеспечивает целый ряд преимуществ: во-первых, на 15—25 % увеличивается напор ступени, что позволяет либо увеличивать напор насоса при сохранении длины насоса, либо уменьшить длину насоса при постоянной величине напора. Во-вторых, наличие вихревой ступени обеспечивает гомогенизацию газожидкостной смеси (ГЖС), что позволяет работать погружному насосу с повышенным содержанием свободного газа на приеме (до 35 % по объему). В третьих, наличие радиальных лопаток на верхнем диске снижает величину осевой нагрузки, действующей на рабочее колесо, что увеличивает ресурс нижней опорной шайбы 6 рабочего колеса. Надежность и КПД насоса производства фирмы «Новомет» повышает и то, что рабочее колесо выполняется методом порошковой металлургии [4].
1.1.1. Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
При работе насоса осевые усилия от рабочих колес передаются на направляющие аппараты и на корпус насоса.
18
При этом на вал насоса действует осевая сила от перепада давления на торец вала и осевая сила, действующая на рабочие колеса, прихваченные к валу из-за наличия в пластовой жидкости коррозионно-активных элементов и механических примесей. Для восприятия осевых сил, действующих на вал, в конструкции насоса предусмотрены осевые опоры.
Осевые усилия в таком насосе воспринимаются осевой опорой вала самого насоса (в отечественных конструкциях ЭЦН — рис. 1.5) или осевой опорой гидрозащиты (большая часть насосов импортного производства).
В секции или модуль-секции насоса (рис. 1.5, а) обычного исполнения применяется упорный подшипник или гидродина-
Рис. 1.5. Схема скважинного центробежного насоса с колесами плавающего типа
Рис. 1.5, а. Модуль-секция насоса:
1 — головка, 2 — вал; 3 — опора; 4 — верхний подшипник; 5 — кольцо; 6 — направляющий аппарат; 7 — рабочее колесо; 8 — корпус; 9 — нижний подшипник; 10 — ребро; 11 — основание
19
мическая пята (рис. 1 6), состоящий из кольца 1 с сегментами на обеих плоскостях, устанавливаемого между двумя гладкими шайбами 2, 3.
Сегменты на шайбе пяты 1 выполнены с наклонной поверхностью с углом а = 5—7° и плоской площадкой длиной (0,5—0,7)£ (где L — полная длина сегмента). Ширина сегмента В равна (1...1,4)£ Для компенсации неточностей изготовления и восприятия ударных нагрузок под гладкие кольца помещены эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4, 5, запрессован-
Рис. 1.6. Упорный подшипник ЭЦН
20
ные в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры. Осевая сила от вала передается через пружинное кольцо 8 опоры вала и дистанционную втулку 9 упорному подшипнику.
Гидродинамическая пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпятник. Она обычно изготавливается из бельтинга (технической ткани с крупными ячейками), пропитанного графитом с резиной и завулканизированного («запеченного») в пресс-форме. При вращении пяты жидкость идет от центра к периферии по канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение (не в пусковом, а в рабочем режиме пяты) обеспечивает низкий коэффициент трения, незначительные потери энергии на трение в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.
Радиальный подшипник ЭЦН воспринимает радиальные нагрузки, возникающие при работе насоса. Радиальный подшипник (рис 1.7) состоит из опорной втулки с вкладышем 7, которые является неподвижными деталями и втулки 2, вращающейся вместе с валом. В каждой модуль-секции насоса обычного исполнения вал имеет два радиальных подшипника — верхний и нижний, а в модуль-секциях насосов износостойкого исполне-
Рис. 1.7. Радиальный подшипник ЭЦН
21
ния, кроме перечисленных радиальных подшипников, используются промежуточные радиальные опоры.
Достаточно широко используется конструкция насоса с «плавающим низом», при которой осевая нагрузка, действующая на ротор секции насоса, воспринимается частью (около 40 %) верхних ступеней, рабочие колеса которых жестко закреплены на валу, рабочие же колеса нижних ступеней выполнены плавающими [3].
За счет такой конструкции в модуль-секции насоса образуется гребенчатая пята.
Фиксирование колес на валу осуществляется между нижними 7и верхними 3 полукольцами, помещенными в соответствующие кольцевые проточки (рис. 1.8). Два полукольца /запираются ступицей первого из закрепленных на валу рабочего колеса.
Распор ступиц рабочих колес достигается вращением специальной гайки относительно втулки, имеющей наружную резьбу. Упором для специальной гайки служат два полукольца, помещенные в верхнюю расточку вала.
Еще одним вариантом является конструкция насоса с закрепленными на валу, распертыми рабочими колесами, при которой все рабочие колеса модуль-секции фиксируются на валу. Обычно такое исполнение выполняется на коротких модуль-сек-циях длиной до 2,4 м, которые могут помещаться над модуль-секцией насоса, выполненным с плавающим низом, гребенчатая пята которой воспринимает осевую силу этой модуль-секции. При ином конструктивном исполнении осевая сила, действующая на ротор секции насоса с «плавающим низом», передается на осевую опору протектора (рис. 1.8) [3].
Рис. 1.8. Центробежный насос с передачей осевой нагрузки с рабочих колес иа вал
1 — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — верхнее полукольцо; 4 — стяжная гайка; 5 — вал; 6 — распертое рабочее колесо; 7 — нижнее полукольцо; 8 — корпус; 9 — плавающее рабочее колесо; 10 — направляющий аппарат; 11 — нижний подшипник; 12 — основание; 13 — шлицевая муфта
22
Поперечные (радиальные) усилия в секции насоса, предназначенного для откачки неабразивной жидкости, воспринимаются двумя концевыми радиальными подшипниками, корпуса которых размещены в головке и корпусе входного модуля или в нижней части секции.
В радиальных подшипниках использована пара трения скольжения, материал которой зависит от условий эксплуатации.
Кроме того, поперечные усилия в секции воспринимаются радиальными подшипниками, функции которых выполняют пары трения, образованные ступицами рабочих колес и расточками направляющих аппаратов.
На рис. 1.5 показан скважинный центробежный насос в сборе. Осевое усилие, действующее на вал, воспринимается гидродинамической пятой 1. Вал 3 расположен в радиальных подшипниках скольжения 2 и 8. Радиальными подшипниками вала являются и опоры скольжения у втулок вала и внутреннего диаметра направляющих аппаратов 5 у каждой ступени. Крутящий момент передается от вала к рабочим колесам 7 через шпонку 6. Вся сборка ротора насоса размещена в корпусе 4 и сжата сверху корпусом подшипника 2, а внизу — основанием 10, на котором размещена приемная сетка 9. В верхней части насоса на корпус подшипника 2 навернута ловильная головка насоса, в которой имеется резьба для соединения с НКТ. Вал насоса соединяется с валом гидрозашиты шлицевой муфтой 11.
Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550 штук). 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 модуль-секций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных модуль-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 входной модуль насоса (рис. 1.9), расположенный в нижней секции или в модуле насосном-газосепараторе. Ловильную модуль-головку имеет только верхняя секция насоса (рис. 1.10). Модуль-секции высоконапорных насосов мотуг иметь длину меньшую, чем
23
1 2
3
4
5
6
7
Рис. 1.9. Модуль входной насоса
1 — основание, 2 — вал, 3 — втулка подшипника, 4 — сетка, 5 — защитная втулка, 6 — шлицевая муфта, 7 — шпилька
Рис. 1.10. Модуль-головка насоса
1 — кольцо уплотнительное; 2 — ребро; 3 — корпус
6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3, 4 и 5 м), в зависимости от числа ступеней, которые надо в них разместить.
При отборе насосом жидкости с небольшим содержанием механических примесей и достаточной смазкой (наличие в жидкости нефти) насосы обычного исполнения обеспечивают длительную эксплуатацию скважины без их ремонта.
В насосе имеются пары трения; текстолит по чугуну в осевых опорах рабочего колеса в ступени; латунная втулка, надетая на вал между рабочими колесами, или удлиненная чугунная ступица рабочего колеса по чугуну направляющего аппарата; прорезиненный и графитизированный бельтинг по закаленному и шлифованному стальному подпятнику в пяте насоса. Все эти
24
пары трения достаточно долговечны при соответствующих условиях эксплуатации. При большой обводненности они работоспособны в течение 100—200 сут, а при достаточно большом количестве нефти в отбираемой жидкости насос может работать без ремонта от года до нескольких лет (есть примеры работы агрегатов ЭЦН без подъема из скважин в течение 3—5 лет).
Скважинные центробежные насосы могут быть выполнены и для осложненных условий эксплуатации, например — для отбора жидкости с большим содержанием песка, отбора сильно обводненной жидкости с повышенной коррозионной агрессивностью.
Для отбора жидкости с большим содержанием механических примесей (в основном песка) предназначаются износостойкие насосы. Они рассчитаны на отбор жидкости с содержанием 0,05% (0,5 г/л) механических примесей.
При отборе жидкости с песком свободно движущийся абразив разрушает диски и лопатки рабочего колеса и части направляющего аппарата, особенно в местах изменения направления движения струи жидкости. В местах трения деталей, у текстолитовой опоры, у ступицы колеса попадающий в зазор песок также изнашивает эти детали, причем ступицы изнашиваются до вала. Длинный гибкий вал при вращении получает несколько полуволн изгиба, и на его поверхности места износа четко показывают форму, которую он принимает при работе насоса (рис. 1.11).
Рис. 1.11. Схема искривления вала насоса
1 — место установки радиальных опор вала износостойкого насоса
Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкцию насоса могут быть внесены следующие основные изменения:
1. Чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из полиамидной смолы или углепластика, стойких против износа свободным абразивом и не набухающих в воде. В скважинах с большим содержанием нефти, как показал опыт, они менее работоспособны.
25
2. Вместо одноопорной применяется двухопорная конструкция рабочего колеса.
3. Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка.
4. Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные (промежуточное) радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении (см. рис. 1.11).
Таким образом, снижаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.
С помощью этих и некоторых других изменений обычной конструкции насоса срок службы износостойкого насоса увеличивается в 2,5—7 раз.
Для удержания вала в прямолинейном состоянии необходимо промежуточные (например, — резинометаллические) радиальные опоры ставить друг от друга на расстоянии, равном половине полуволны изгиба вала. На рис. 1.11. показаны длина полуволны I и расстояние между подшипниками 1/2 I.
Длину полуволны изгиба вала можно найти, учитывая, что при вращении и изгибе вала потенциальная энергия изгиба вала (V) должна быть равна сумме работы центробежных сил ротора насоса (А(), осевых сил, действующих на вал (А2), и гидродинамических сил (А3), возникающих в радиальной опоре рабочего колеса в каждой ступени. Последние силы обусловлены давлением жидкости в зазоре между ступицей рабочего колеса и опорой в направляющем аппарате.
А, + А2 +А3
Анализ всех этих сил применительно к современной конструкции износоустойчивого насоса показывает, что:
1) несмотря на применение пластмассовых колес и уменьшение, таким образом, массы ротора центробежного насоса, центробежные силы остаются основными факторами, изгибающими вал;
2) осевые силы, действующие на вал в предложенной конструкции и при опоре рабочих колес на направляющие аппараты, невелики, так как они воспринимаются в основном
26
верхней осевой опорой, на которой подвешен вал; вес самого вала незначительно увеличивает (на 2—6%) полуволну изгиба вала;
3) так как износостойкие насосы применяются в основном при большой обводненности, когда вязкость откачиваемой жидкости незначительно отличается от вязкости воды, то гидродинамические силы незначительны.
Таким образом, для инженерных расчетов в случае, когда условия эксплуатации известны недостаточно точно, можно учитывать только действие центробежных сил и потенциальной энергии изгибаемого вала (последнее обусловлено размерами вала и характеристикой его материала). В этом случае длина полуволны изгиба будет
/ = п ^Е I jq со,
где Е — модуль упругости материала вала; / — момент инерции сечения вала; q — вес единицы длины ротора насоса (вала, втулок, надетых на вал, рабочих колес); со — частота вращения вала.
В более точных расчетах, в основном при исследованиях, необходимо учитывать все указанные силы.
Тогда выражение, из которого надо найти /, принимает следующий вид:
13 [(В + О) I - Е 13 + С] - А = О,
где В, D, Е, С и А — величины, зависящие от параметров ротора насоса, его частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости.
Технические характеристики насосов
Основные требования технических условий на электропри-водные центробежные насосы для добычи нефти приведены в табл. 1.1. Технические характеристики некоторых типоразмеров электроприводных центробежных насосов для добычи нефти, изготавливаемых российскими фирмами по техническим условиям, приведенным в табл. 1.1, представлены в табл. 1.2—1.9,
27
оо
Таблица 1.1
Основные требования технических условий на насосы
ТУ 26-06-1485-96 ТУ 3665-020-00220440-94 ТУ 3631-025-21945400-97 ТУ 3665-026-00220440-96 ТУ 3631-00217930-004-96 Т5' 3665-004-00217780-98
1 2 3 4 5 6 7
1. Тип насосов эцнм, эцнмк, эцнмт, эцнмкт ЭЦНМ4 ЭЦНА, ЭЦНАК 2ЭЦНМ ЛЭЦНМ, лэцнмк эцнд
2. Группы по диаметру корпуса 5, 5А, 6 4 5, 5А, 6 4, 5, 5А 5, 5А, 6 5
3. Наружный диаметр насосов 92, 103, 114 86 92, 103, 114 86, 92, 103 92, 103, 114 92
4. По характеристике пластовой жидкости:
4.1. Максимальная весовая концентрация твердых частиц 0,01% (0,1 г/л) 0,01% (ОД Г/л) 0,01% (0,1 г/л) 0,05% (0,5 г/л) 0,01% (0,1 г/л) 0,02% (0,2 г/л)
4.2. Максимальная концентрация сероводорода Для насосов ЭЦНМ, ЭЦНМТ —0,001% (0,01 г/л); для насосов ЭЦНМК, ЭЦНМКТ -0,125% (1,25 г/л) 0,001% (0,01 г/л) Для насосов ЭЦНА —0,001% (0,01 г/л); для насосов ЭЦНАК-0,125% (1,25 г/л) 0,002% (0,02 г/л) С валом из сплава Н65Д29ЮТ-ИЩ (К-монель) — до 1,25 г/л Для насосов ЛЭЦНМ — 0,001% (0,01 г/л); для насосов ЛЭЦНМК — 0,125% (1,25 г/л) 0,001% (0,01 г/л)
4.3. Температура откачиваемой жидкости, не более Для насосов ЭЦНМ, ЭЦНМК - 90 °C; для насосов ЭЦНМТ, ЭЦНМКТ - 140 °C 90 "С 90 °C 100 “С 90 °C 100 °C
Продолжение табл. 1.1
1 2 3 4 5 6 7
5. Допустимые про изводствен ные отклонения напора в рабочей части характеристики в % от значения напора на номинальном режиме Плюс 10 Минус 5 Плюс 10 Минус 6 Плюс 10 Минус 5 2ЭЦНМ5, 2ЭЦНМ5А -плюс 10, минус 5; 2ЭЦНМ4 -плюс 10, минус 5 Плюс 10 Минус 5 Плюс 10 Минус 5
6. Допустимые производственные отклонения КПД в % (абсолютных) для насосов эпнм. эннмт-минус 2; ЭЦНМК, ЭЦНМКТ - минус 4; типоразмеры ЭЦНМ5 -125. ЭЦНМК5-125 -минус 6 Минус 3 Минус 2 2ЭННМ5. 2ЭЦНМ5А -минус 3 2ЭЦНМ4 -минус 3 ЛЭН НМ -минус 2; ЛЭЦНМК -минус 4 Минус 3
7. Показатели надежности:
7.1. Средняя наработка насосов до отказа, ч, не менее ЭЦНМ и ЭЦНМТ -26400; ЭЦНМК и ЭЦНМКТ - 20000 26400 ЭЦНА - 26400 ЭЦНАК - 20000 При концентрации в жидкости твердых частиц до 0,1 г/л - 28000; до 0,5 г/л - 8700 ЛЭЦНМ -26400 ЛЭЦНМК-20000 26400
7.2. Средний ресурс насосов до капитального ремонта, ч, не менее ЭЦНМ, ЭЦНМТ -30000; ЭЦНМК - 24500 ЭЦНМКТ - 25500 27500 ЭЦНА - 30000 ЭЦНАК - 24500 При концентрации в жидкости твердых частиц до 0,1 г/л-32000; до 0,5 г/л-13200 ЛЭЦНМ -30000 ЛЭЦНМК -24500 28000
Продолжение табл. 1.1
1 2 3 4 5 6 7
7 3 Средний срок службы до списания насосов, не менее ЭЦНМ и ЭЦНМТ - 5,5 лет; ЭЦНМК и ЭЦНМКТ -5,0 лет 5,5 лет ЭЦНА - 5,5 лет ЭЦНАК-5,0 лет При концентрации в жидкости твердых частиц до 0,1 г/л - не менее 5,5 лет, до 0,5 г/л - 3,5 лет ЛЭЦНМ -5,5 лет; ЛЭЦНМК-5,0 лет 4 года
8. По сборке'
8.J Момент затяжки пакета ступеней Н м (кгс-м) 800-1000 (80-100)
8 2 Крутящий момент ротора модуля секции, не более, Н-м (кгс-м) 6 (0,6) не приводятся 6 (0,6) 10(1) 6 (0,6)
8 3 Крутящий момент вала входного модуля, не более, Н-м (кгс• м) 1 (0,1) 1 (0,1)
1.10—1.14 и рис. 1.12—1.43. Характеристики насосов обычного, коррозионностойкого, теплостойкого и коррозионно-теплостойкого исполнений одинаковы.
Характеристики представлены для 100 ступеней для частоты вращения ротора 2910 об/мин при испытаниях на воде плотностью 1000 кг/м3 [3, 4, 5, 6, 7].
Напорная характеристика ЭЦН, как видно на приведенных ниже рисунках, может быть как монотонно падающей (в основном для среднедебитных установок), так и с переменным знаком производной. Такой характеристикой в основном обладают высокодебитные насосы.
Характеристики N — Q практически всех ЭЦН имеют минимум при нулевой подаче (так называемый «режим закрытой задвижки»), что обуславливает применение обратного клапана в колонне НКТ над насосом.
Рабочая часть характеристики ЭЦН, рекомендуемая фирмами-изготовителями, очень часто не совпадает с рабочей частью характеристик, определяемой общими методиками насосостро-ения. В последнем случае границами рабочей части характеристики являются величины подач в (0,7— 0,75)Со и (1,25—1,3)0°, где Qo — подача насоса в оптимальном режиме работы, т.е при максимальном значении КПД. Необходимо отметить и то, что в шифрах погружных центробежных насосов очень часто указывается не оптимальная подача насоса, а так называемая «номинальная подача», хотя этот термин не является узаконенным в насосостроении.
Изменяемая по своей воле фирмами-изготовителями рабочая часть характеристики может стать причиной неэффективной эксплуатации УЭЦН. Так, например, многие нефтяники считают неудачной конструкцию ЭЦН5А-160. Однако достаточно низкие наработки на отказ этих насосов могут быть объяснены тем, что правая граница рабочей части характеристики насоса выходит за значение 1,29 Qo. Работа насоса при этом (при подачах по смеси «жидкость + газ» более 208 м3/сутки) может сопровождаться «всплытием» рабочих колес и достаточно быстрым их износом. Другим примером, иллюстрирующим неправильно выбранные границы рабочей части характеристики, является искусственно сдвинутая в область малых подач нижняя граница рабочей части
31
Таблица 1.2
Параметры насосов типа ЭЦНМ, ЭЦНМК, ЭЦНМТ, ЭЦНМКТ ТУ 26-06-1485-96
Обозначение насоса Показатели Кол-во модулей-секций Кол-во ступеней
Подача, мэ/суг Напор, м Мощность, кВт кпд насоса, % Общее №3 №4 №5 Общее №3 №4 №5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ЭЦНМ5-50-1000 50 990 13,06 43,0 1 1 192 192
ЭЦНМ5-50-1100 1155 15,24 2 2 224 112
ЭЦНМ5-50-1300 1360 17,94 2 1 1 264 112 152
ЭЦНМ5-50-1550 1565 20,65 2 2 304 152
ЭЦНМ5-50-1700 1775 23,42 2 1 1 344 152 195
ЭЦНМ5-50-2000 1980 26,12 2 2 384 192
ЭЦНМ5-80-900 80 51,5
ЭЦНМ5-80-1050 1050 18,51 2 2 228 114
ЭЦНМ5-80-1200 1235 21,77 2 1 1 269 114 155
ЭЦНМ5-80-1400 1425 25,12 2 2 310 155
ЭЦНМ5-80-1550 1615 28,46 2 1 1 351 155 196
ЭЦНМ5-80-1800 1800 31,73 2 2 392 196
ЭЦНМ5-80-2000 1950 34,37 3 1 2 424 114 155
ЭЦНМ5-125-750 125 745 58,5
ЭЦНМ5-125-850 865 20,97 2 2 192 96
ЭЦНМ5-125-1000 1020 24,85 2 1 1 227 96 131
ЭЦНМ5-125-1200 1180 28,61 2 2 262
ЭЦНМ5-125-1300 1335 32,37 2 1 1 296 131 165
ЭЦНМ5-125-1500 1485 36,13 2 2 330 165
ЭЦНМ5-125-1600 1615 39,16 3 1 2 358 96 131
ЭЦНМ5-125-1800 1770 42,92 3 3 393 131
s
Продолжение тпабл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ЭЦНМ5-200-650 200 640 29,28 50,0 2 1 1 180 76 104
ЭЦНМ5-200-750 740 33,59 2 2 208 104
ЭЦНМ5-200-800 830 36,76 2 1 1 235 104 131
ЭЦНМ5-200-950 930 42,66 2 2 262 131
ЭЦНМ5-200-1000 1005 45,84 3 1 2 284 76 104
ЭЦНМ5-200-1100 1105 50,61 3 1 3 312 104
ЭЦНМ5-200-1200 1200 54,92 3 2 1 339 104 131
ЭЦНМ5-200-1300 1300 58,10 3 1 2 366 104 131
ЭЦНМ5-200-1400 1395 64,00 3 3 393 131
ЭЦНМ5А-160-800 160 790 23,51 61,0 1 1 160 160
ЭЦНМ5А-160-950 920 27,38 2 2 186 93
ЭЦНМ5А-160-1050 1080 32,29 2 1 1 219 93 126
ЭЦНМ 5А-160-1250 1245 37,05 2 2 252 126
ЭЦНМ5А-160-1450 1415 42,11 2 1 1 286 126 160
ЭЦНМ 5А-160-1600 1580 47,03 2 2 320 160
ЭЦНМ5А-160-1750 1705 50,75 3 1 2 345 93 126
ЭЦНМ5А-250-800 250 795 36,67 61,5 2 2 146 73
ЭЦНМ5А-250-900 900 41,50 2 1 1 165 73 92
ЭЦНМ5А-250-1000 1000 46,13 2 2 184 92
ЭЦНМ5А-250-1100 1090 50,28 3 1 2 200 54 73
ЭЦНМ5А-250-1200 1190 54,89 3 3 219 73
ЭЦНМ5А-250-1300 1295 59,73 3 2 1 238 73 92
ЭЦНМ5А-250-1400 1400 64,57 3 1 2 257 73 92
ЭЦНМ5А-250-1500 1500 69,19 3 3 276 92
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ЭЦНМ5А-250-1600 1590 73,34 4 4 292 73
ЭЦНМ5А-250-1700 1695 78,18 4 3 1 311 73 92
ЭЦНМ5А-250-1800 1800 83,02 4 2 2 330 73 92
ЭЦНМ5А-400-550 400 555 42,34 59,5 2 2 136 68
ЭЦНМ5А-400-600 630 48,05 2 1 1 154 68 86
ЭЦНМ5А-400-700 700 53,40 2 2 172 86
ЭЦНМ5А-400-750 760 57,98 3 1 2 186 50 68
ЭЦНМ5А-400-850 830 63,32 3 3 204 68
ЭЦНМ5А-400-900 905 69,04 3 2 1 222 68 86
ЭЦНМ5А-400-950 980 74,75 3 1 2 240 68 86
ЭЦНМ5А-400-1050 1050 80,10 3 3 258 86
ЭЦНМ5А-400-1100 1110 84,67 4 4 272 68
ЭЦНМ5А-400-1200 1180 90,01 4 3 1 290 68 86
ЭЦНМ5А-400-1250 1255 95,74 4 2 2 308 68 86
ЭЦНМ5А-500-500 500 505 52,57 54,5 2 2 124 62
ЭЦНМ5А-500-550 570 59,34 2 1 1 140 62 78
ЭЦНМ5А-500-650 635 66,10 2 2 156 78
ЭЦНМ5А-500-700 690 71,83 3 1 2 169 45 62
ЭЦНМ5А-500-750 755 78,59 3 3 186 62
ЭЦНМ5А-500-800 825 85,88 3 2 1 202 62 78
ЭЦНМ5А-500-900 890 92,65 3 1 2 218 62 78
ЭЦНМ5А--500-950 955 99,40 3 3 234 78
ЭЦНМ5А-500-1000 1010 105,10 4 4 248 62
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ЭЦНМ6-250-900 250 920 41,40 63,0 1 1 147 147
ЭЦНМ6-250-1050 1075 48,40 2 2 172 86
ЭЦНМ6-250-1250 1265 56,96 2 1 1 202 86 116
ЭЦНМ6-250-1400 1450 65,29 2 2 232 116
ЭЦНМ6-250-1600 1650 74,29 2 1 1 263 116 147
ЭЦНМ6-250-1800 1840 82,80 2 2 294 147
ЭЦНМ6-320-750 320 755 42,83 64,0 2 2 104 52
ЭЦНМ6-320-900 890 50,49 2 1 1 123 52 71
ЭЦНМ6-320-1000 1030 58,44 2 2 142 71
ЭЦНМ6-320-1100 1165 66,09 2 1 1 161 71 90
ЭЦНМ6-320-1300 1305 74,04 2 2 180 90
ЭЦНМ6-320-1400 1405 79,71 3 1 2 194 52 71
ЭЦНМ6-320-1550 1545 87,66 3 3 213 71
ЭЦНМ6-500-750 500 800 75,64 60,0 2 1 67
ЭЦНМ6-500-900 890 84,16 2 9 168 84
ЭЦНМ6-500-950 970 91,72 3 1 2 183 49 67
ЭЦНМ6-500-1050 1065 100,70 3 3 201 67
ЭЦНМ6-500-1150 1160 109,60 3 2 1 218 67 84
ЭЦНМ6-500-1200 1250 118,20 3 1 2 235 67 84
ЭЦНМ6-500-1300 1340 126,71 3 3 252 84
ЭЦНМ6-500-1400 1425 134,75 4 4 268 67
ЭЦНМ6-800-700 800 745 112,71 60,0 3 1 2 140 38 51
ЭЦНМ6-800-800 815 123,30 3 3 153 51
ЭЦНМ6-800-850 890 134,60 3 2 1 167 51 65
ЭЦНМ6-800-900 965 145,99 3 1 2 181 51 65
ЭЦНМ6-800 1000 1040 157,35 3 3 195 65
ЭЦНМ6-800-1050 1085 164,15 4 4 204 51
ЭЦНМ6-800-1100 1160 175,50 4 3 1 218 51 65
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
ЭЦНМ6-1000-600 1000 625 118,19 60,0 3 1 2 145 41 52
ЭЦНМ6-1000-650 675 127,65 3 3 156 52
ЭЦНМ6-1000-700 705 133,33 4 4 164 41
ЭЦНМ6-1000-750 755 142,78 4 3 1 175 41 52
ЭЦНМ6-1000-800 800 151,29 4 2 2 186 41 52
ЭЦНМ6-1000-850 850 160,75 4 1 3 197 41 52
ЭЦНМ6-1000-900 900 170,21 4 4 208 52
ЭЦНМ6-1000-925 930 175,88 5 4 1 216 41 52
ЭЦНМ6-1000-950 980 185,34 5 3 2 227 41 52
ЭЦНМ6-1000-1000 1025 193,80 5 2 3 238 41 52
ЭЦНМ6-1250-600 1250 610 154,50 56,0 3 3 150 50
ЭЦНМ6-1250-625 635 160,83 4 4 156 39
ЭЦНМ6-1250-650 680 172,23 4 3 1 167 39 50
ЭЦНМ6-1250-700 725 183,63 4 2 2 178 39 50
ЭЦНМ6-1250-750 770 195,02 4 1 3 189 39 50
ЭЦНМ6-1250-800 815 206,43 4 4 200 50
ЭЦНМ6-1250-825 840 212,76 5 4 1 206 39 50
ЭЦНМ6-1250-850 885 224,15 5 3 2 217 39 50
ЭЦНМ6-1250-900 930 235,55 5 2 3 228 39 50
Примечания. 1. Все типоразмеры насосов могут изготавливаться в обычном, коррозионностойком, теплостойком и коррозионно-теплостойком исполнениях.
2. Номер модуля-секции обозначает длину корпуса в метрах.
Таблица 1.3
Параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97
Обозначение насоса Напор, м Кол-во секций, шт., (длина секции) Кол-во ступеней, шт. Потребляемая мощность, кВт кпд, % Длина L, мм Масса, кг
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5-18-500 510 1(3) 123 4,06 26 3395 104
ЭЦНА5-18-700 680 1(4) 167 5,54 26 4395 135
ЭЦНА5-18-850 870 1(5) 211 6,93 26 5395 166
ЭЦНА5-18-1000 1020 2(3+3) 246 8,12 26 6760 208
ЭЦНА5-18-1200 1190 2(3+4) 290 9,47 26 7760 239
ЭЦНА5-18-1350 1360 2(4+4) 334 10,82 26 8760 270
ЭЦНА5-18-1550 1550 2(4+5) 378 12,34 26 9760 301
ЭЦНА5-18-1700 1740 2(5+5) 422 13,86 26 10760 332
ЭЦНА5-18-1850 1870 3(3+4+4) 457 14,88 26 12125 374
ЭЦНА5-18-2000 2040 3(4+4+4) 501 16,23 26 13125 405
ЭЦНА5-30-450 460 КЗ) 123 4,55 35 3395 104
ЭЦНА5-30-600 600 1(4) 167 6,06 35 4395 135
ЭЦНА5-30-800 790 1(5) 211 7,77 35 5395 166
ЭЦНА5-30-900 920 2(3+3) 246 9,10 35 6760 208
ЭЦНА5-30-1050 1050 2(3+4) 290 10,61 35 7760 239
ЭЦНА5-30-1250 1250 2(4+4) 334 12,12 35 8760 270
ЭЦНА5-30-1400 1405 2(4+5) 378 13,83 35 9760 301
ЭЦНА5-30-1550 1580 2(5+5) 422 15,54 35 10760 332
ЭЦНА5-30-1700 1690 3(3+4+4) 457 16,67 35 12125 374
ЭЦНА5-30-1850 1845 3(4+4+4) 501 18,18 35 13125 405
ЭЦНА5-30-2000 2020 3(4+4+5) 545 19,89 35 14155 436
оо
Продолжение табл. 1.3
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5-60-500 500 КЗ) 109 7,84 44 3395 107
ЭЦНА5-60-650 675 1(4) 147 10,58 44 4395 137
ЭЦНА5-60-850 855 К5) 186 13,39 44 5395 178
ЭЦНА5-60-1000 1000 2(3+3) 218 15,68 44 6760 214
ЭЦНА5-60-1200 1180 2(3+4) 256 18,42 44 7790 244
ЭЦНА5-60-1350 1360 2(4+4) 294 21,16 44 8760 274
ЭЦНА5-60-1500 1535 2(4+5) 333 23,97 44 9760 315
ЭЦНА5-60-1700 1710 2(5+5) 372 26,78 44 10760 356
ЭЦНА5-60-1850 1860 3(3+4+4) 403 29,00 44 12125 379
ЭЦНА5-60-2000 2040 3(4+4+4) 441 31,74 44 13125 411
ЭЦНА5-80-500 505 КЗ) ПО 8,91 51,5 3395 100
ЭЦНА5-80-700 695 1(4) 149 12,07 51,5 4395 138
ЭЦНА5-80-850 870 1(5) 189 15,31 51,5 5395 166
ЭЦНА5-80-1000 1010 2(3+3) 220 17,82 51,5 6760 200
ЭЦНА5-80-1200 1190 2(3+4) 259 20,98 51,5 7760 238
ЭЦНА5-80-1350 1370 2(4+4) 298 24,14 51,5 8760 276
ЭЦНА5-80-1550 1550 2(4+5) 338 27,38 51,5 9760 304
ЭЦНА5-80-1700 1740 2(5+5) 378 30,62 51,5 10760 332
ЭЦНА5-80-1850 1880 3(3+4+41 408 32,90 51.5 12125 376
ЭЦНА5-80-2000 2050 3(4+4+4) 447 36,21 51,5 13125 414
ЭЦНА5-125-400 420 КЗ) 94 10,20 58,5 3395 112
ЭЦНА5-125-550 550 1(4) 127 13,80 58,5 4395 147
ЭЦНА5-125-700 720 1(5) 160 17,44 58,5 5395 180
ЭЦНА5-125-850 840 2(3+3) 188 20,30 58,5 6760 224
Продолжение табл. 1.3
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5-125-1000 990 2(4+3) 221 24,00 58,5 7760 259
ЭЦНА5-125-1100 ИЗО 2(4+4) 254 27,60 58.5 8760 294
ЭЦНА5-125-1300 1280 2(4+5) 287 31,20 58,5 9760 327
ЭЦНА5-125-1450 1440 2(5+5) 320 34,88 58,5 10760 360
ЭЦНА5-125-1550 1560 3 (3+4+4) 348 37,80 58,5 12125 406
ЭЦНА5-125-1700 1710 3 (4+4+4) 381 41,90 58,5 13125 441
ЭЦНА5-125-1800 1830 3(4+4+5) 409 45,30 58,5 14125 474
ЭЦНА5-125-2000 2000 3(4+5+5) 447 48,71 58,5 15125 507
ЭЦНА5-200-250 275 КЗ) 74 12,80 50 3395 102
ЭЦНА5-200-350 375 1(4) 101 17,41 50 4395 132
ЭЦНА5-200-450 470 1(5) 127 21,90 50 5395 166
ЭЦНА5-200-550 550 2(3+3) 148 25,60 50 6760 204
ЭЦНА5-200-650 660 2(3+4) 175 30,21 50 7760 234
ЭЦНА5-200-750 760 2(4+4) 202 34,87 50 8760 264
ЭЦНА5-200-850 860 2(4+5) 228 39,35 50 9760 298
ЭЦНА5-200-950 960 2(5+5) 254 43,84 50 10760 332
ЭЦНА5-200-1000 1050 3(3+4+4) 276 49,02 50 12125 366
ЭЦНА5-200-1100 1150 3(4+4+4) 303 52,30 50 13125 396
ЭЦНА5-200-1200 1250 3(4+4+5) 329 56,79 50 14125 410
ЭЦНА5-200-1300 1350 3(4+5+5) 355 61,27 50 15125 464
ЭЦНА5-200-1400 1450 3(5+5+5) 381 65,76 50 16125 498
ЭЦНА5А-160-500 495 1(3) 90 15,23 61 3395 131
ЭЦНА5А-160-650 670 1(4) 122 20,62 61 4395 170
ЭЦНА5А-160-850 845 1(5) 154 26,19 61 5395 208
Продолжение табл 1 3
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5А-160-1000 990 2(3+3) 180 30,45 61 6760 262
ЭЦНА5А-160-1150 1165 2(3+4) 212 35,85 61 7760 301
ЭЦНА5А-160-1300 1340 2(4+4) 244 41,24 61 8760 340
ЭЦНА5А-160-1500 1515 2(4+5) 276 46,81 61 9760 378
ЭЦНА5А-160-1700 1690 2(5+5) 308 52,38 61 10760 416
ЭЦНА5А-160-1800 1835 3(3+4+4) 334 56,47 61 12125 471
ЭЦНА5А-160-2000 3 (4+4+4) 366 61,88 61 13125 510
ЭЦНА5А-250-250 270 1(3) 50 12,55 61,5 3395 129
ЭЦНА5А-250-350 370 1(4) 68 17,06 61,5 4395 167
ЭЦНА5А-250-450 460 1(5) 21,58 61,5 5395 205
ЭЦНА5А-250-550 540 2(3+3) 100 25,10 61,5 6760 258
ЭЦНА5А-250-650 640 2(3+4) 118 29,61 61,5 7760 296
ЭЦНА5А-250-750 740 2(4+4) 136 34,12 61,5 8760 334
ЭЦНА5А-250-800 830 2(4+5) 154 38,64 61,5 9760 372
ЭЦНА5А-250-900 930 2(5+5) 172 43,16 61,5 10760 410
ЭЦНА5А-250-1000 1010 3(3+4+4) 186 46,67 61,5 12125 463
ЭЦНА5А-250-1100 1100 3(4+4+4) 204 51,18 61,5 13125 501
ЭЦНА5А-250-1200 1200 3(4+4+5) 222 55,50 61,5 14125 539
ЭЦНА5А-250-1300 1300 3(4+5+5) 240 60,00 61,5 15125 577
ЭЦНА5А-250-1400 1400 3(5+5+5) 258 64,50 61,5 16125 615
ЭЦНА5А-250-1450 1470 4(4+4+4+4) 272 68,00 61,5 17490 668
ЭЦНА5А-250-1550 1570 4(4+4+4+5) 290 72,50 61,5 18490 706
ЭЦНА5А-250-1650 1660 4(4+4+5+5) 308 77,00 61,5 19490 744
ЭЦНА5А-250-1750 1760 4(4+5+5+5) 326 81,50 61,5 20490 782
ЭЦНА5А-250-1850 1860 4(5+5+5+5) 344 86,00 61,5 21490 820
Продолжение табл 1.3
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5А-400-200 190 КЗ) 47 15,00 59,5 3395 127
ЭЦНА5А-400-250 260 1(4) 64 20,50 59,5 4395 164
ЭЦНА5А-400-300 320 1(5) 80 25,58 59,5 5395 202
ЭЦНА5А-400-350 370 2(3+3) 94 30,08 59,5 6760 254
ЭЦНА5А-400-450 450 2(3+4) 111 35,52 59,5 7760 291
ЭЦНА5А-400-500 500 2(4+4) 128 40,96 59,5 8760 356
ЭЦНА5А-400-600 600 2(4+5) 144 47,36 59,5 9760 366
ЭЦНА5А-400-650 670 2(5+5) 160 53,76 59,5 10760 404
ЭЦНА5А-400-700 700 3(3+4+4) 175 55,68 59,5 12125 455
ЭЦНА5А-400-750 760 3(4+4+4) 192 61,44 59,5 13125 492
ЭЦНА5А-400-850 850 3(4+4+5) 208 66,52 59,5 14125 530
ЭЦНА5А-400-900 930 3(4+5+5) 224 71,60 59,5 15125 568
ЭЦНА5А-400-1000 1000 3(5+5+5) 240 76,68 59,5 16125 606
ЭЦНА5А-400-1100 1100 4(4+4+4+5) 272 87,00 59,5 18490 ь94
ЭЦНА5А-400-1150 1180 4(4+4+5+5) 288 91,08 59,5 19490 732
ЭЦНА5А-400-1250 1260 4(4+5+5+5) 304 97,16 59,5 20490 770
ЭЦНА5А-400-1300 1340 4(5+5+5+5) 320 101,24 59,5 21490 808
ЭЦНА5А-500-150 170 КЗ) 42 17,80 54,5 3395 143
ЭЦНА5А-500-200 230 1(4) 57 24,17 54,5 4395 185
ЭЦНА5А-500-250 290 1(5) 72 30,50 54,5 5395 228
ЭЦНА5А-500-350 340 2(3+3) 84 35,60 54,5 6760 286
ЭЦНА5А-500-400 400 2(3+4) 99 41,97 54,5 7760 328
ЭЦНА5А-500-450 460 2(4+4) 114 48,34 54,5 8760 370
ЭЦНА5А-500-500 525 2(4+5) 139 54,67 54,5 9760 413
ЭЦНА5А-500-550 585 2(5+5) 144 61,00 54,5 10760 456
ЭЦНА5А-500-600 635 3(3+4+4) 156 66,14 54,5 12125 513
й
Продолжение табл. 1.3
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭЦНА5А-500-700 700 3(4+4+41 171 72.51 54.5 13125 555
ЭЦНА5А-500-750 755 3(4+4+51 186 78,84 54.5 14125 598
ЭЦНА5А-500-800 820 3(4+5+51 201 85,17 54,5 15125 641
ЭЦНА5А-500-850 880 3(5+5+51 216 91,5 54.5 16125 684
ЭЦНА5А-500-900 925 4(4+4+4+41 228 96,68 54.5 17490 740
ЭЦНА5А-500-1050 1050 4(4+4+5+51 258 109,34 54.5 19490 826
ЭЦНА5А-500-1150 1170 4(5+5+5+51 288 122,00 54.5 21490 912
ЭЦНА6-800-200 190 1(31 38 30,62 60 3395 117
ЭЦНА6-800-250 260 1(41 51 41,09 60 4395 205
ЭЦНА6-800-300 325 1(51 65 52,39 60 5395 264
ЭЦНАб-800-350 385 2(3+31 76 61.24 60 6760 234
ЭЦНА6-800-450 450 2(3+41 89 72,05 60 7760 322
ЭЦНА6-800-500 520 2(4+41 102 82.18 60 8760 410
ЭЦНА6-800-550 585 2(4+5) 116 93.48 60 9760 469
ЭЦНА6-800-650 650 2(5+5) 130 104.78 60 10760 528
ЭЦНА6-800-700 710 3(3+4+41 140 112.80 60 12125 527
ЭЦНАб-800-750 780 3(4+4+4) 153 123,27 60 13125 615
ЭЦНА6-800-850 845 3(4+4+5) 167 134,57 60 14125 674
ЭЦНА6-800-900 910 3(4+5+51 18J 145,87 60 15125 733
ЭЦНА6-800-950 975 3(5+5+51 195 156,17 60 16125 792
ЭЦНА6-800-1050 1045 4(4+4+4+41 204 164,36 60 17490 820
ЭЦНА6-800-1100 1100 4(4+4+4+51 218 175.66 60 18490 879
Примечание. Все типоразмеры насосов могут изготавливаться в одном из четырех вариантов конструктивного исполнения.
Таблица 1.4
Параметры насосов типа ЭЦНД5-80 ТУ 3665-004-00217780-98
Обозначение насоса Подача, м3/сут Напор, м Потребляемая мощность, кВт КПД, % Количество ступеней, шт. Длина L, ММ Масса, кг
ЭЦНД5-80-1000 80 1016 18,5 50 246 9107 300
ЭЦНД5-80-1200 1152 20,9 281 10107 331
ЭЦНД5-80-1300 1287 23,3 314 11107 365
ЭЦНД5-80-1400 1398 25,4 341 12472 475
ЭЦНД5-80-1550 1529 27,8 373 13472 480
ЭЦНД5-80-1700 1660 30,1 405 14472 513
ЭЦНД5-80-1800 1795 32,6 438 15472 518
ЭЦНД5-80-1950 1931 35,1 498 16472 551
Таблица 1.5
Параметры насосов типа (Л)ЭЦНМ5-30 ТУ 3631-007-00217930-97
Обозначение насоса Подача, м3/сут Напор, м Потребляемая мощность, кВт КПД, % Количество ступеней, шт. Длина L, мм Масса, кг
Л1ЭЦНМ5-30-1200 30 1245 13,7 31 254 7057 231
Л1ЭЦНМ5-30-1400 1465 16,1 299 8057 263
Л1ЭЦНМ5-30-1600 1685 18,5 344 9057 294
Л1ЭЦНМ5-30-1800 1910 21,0 390 10057 323
Л1ЭЦНМ5-30-2000 2135 23,5 436 11057 352
Л2ЭЦНМ5-30-1200 1195 13,1 244 7057 232
Л2ЭЦНМ5-30-1400 1405 15,5 287 8057 264
Л2ЭЦНМ5-30-1600 1615 17,8 330 9057 296
Л2ЭЦНМ5-30-1800 1835 20,1 374 10057 325
Л2ЭЦНМ5-30-2000 2050 22,5 418 11057 355
Таблица 1.6
Параметры насосов типа ЭЦНМ5-20 ТУ 3665-001-00217780-97
Обозначение насоса Подача, м3/сут Напор, м Потребляемая мощность, кВт кпд, % Количество ступеней, шт Длина, мм L Масса, кг
ЭЦНМ5-20-1000 20 1009 8,7 246 7252 235
ЭЦНМ5-20-1200 1184 9,6 289 8252 265
ЭЦНМ5-20-1400 1365 11,06 333 9252 295
ЭЦНМ5-20-1500 1542 12,10 28 376 10252 325
ЭЦНМ5-20-1700 1722 13,96 420 11252 355
ЭЦНМ5-20-1800 1869 15,14 456 12617 381
ЭЦНМ5-20-2000 2042 16,55 498 13617 425
Таблица 1.7
Технические характеристики насосов типа 1ВННП 5-25
Подача Q, Мз/Сут Напор ступени, м/ступ. кпд, % Длина секции, м / количество ступеней, шт.
3/108 4/146 5/184 6 /223 3+3/ 216 3+4/254 4+4/292 4+5/330 5+5/368
Напор насоса, м
0 6,35 0 685 925 1170 1415 1370 1610 1855 2095 2335
10 лев гр 5,90 20 635 860 1085 1315 1270 1500 1720 1945 2170
15 5,60 27 600 820 1030 1250 1210 1420 1635 1845 2060
20 5,20 33 560 760 955 1160 1120 1320 1515 1715 1910
25 номинал 4,60 35 490 670 845 1025 995 1170 1340 1515 1690
30 4,00 33 430 585 735 890 865 1015 1170 1320 1470
40 прав гр 2,50 26 270 365 460 555 540 635 730 825 920
50 0,27 3 30 40 50 60 60 70 80 90 100
N ном, кВт Q = 25 м3/сут 4,2 5,6 7,1 8,6 8,3 9,8 и,з 12,7 14,2
N мах, кВт Q = 50 м3/сут 5,9 7,9 10,0 12,1 11,7 13,8 15,8 17,9 19,9
Обозначение 1ВННП 5-25- 500 650 850 1000 1000 1150 1300 1500 1700
-й. о>
Технические характеристики насосов 2ВННП 5-50
Таблица 1 8
Подача Q, м3/сут Напор ступени, м/ступ. КПД, % Длина секции, м / количество ступеней, шт.
3/112 4/152 5/192 6/232 3+3/224 3+4/264 4+4/304 4+5/344 5+5/385
Напор насоса, м
0 6,70 0 750 1015 1285 1550 1500 1765 2035 2300 257
15 6,58 15,5 735 1000 1260 1525 1470 1735 2000 2260 252
25 лев гр 6,40 26,5 715 970 1225 1480 1430 1685 1945 2200 245
40 6,03 40,5 675 915 1155 1395 1350 1590 1830 2070 231
50 номинал 5,75 46,0 640 870 1100 1330 1285 1515 1750 1975 220
60 5,23 49,0 585 790 1000 1210 1170 1380 1585 1795 200
70 прав гр 4,78 50,0 535 725 915 1105 1070 1260 1450 1640 183
100 2,70 35,8 300 410 515 625 600 710 820 925 103
120 0,75 11,5 80 ПО 140 170 165 195 225 255 285
N ном, кВт Q = 50 м3/сут 8,0 10,5 13,0 16,0 15,5 18,0 21,5 24,0 26,7
мах, кВт Q = 120 м3/сут 10,0 13,5 17,0 20,5 20,0 23,5 27,0 30,5 35,0
Обозначение 2ВННП -5-50- 600 850 1100 1300 1250 1500 1700 1950 2200
Таблица 1.9
Технические характеристики насосов типа 2ВННП 5-80
Подача Q, М3/сут Напор ступени, м КПД, % Длина секции, м / количество ступеней, шт.
3/114 4/155 5/196 6/236 3+3/228 3+4/269 4+4/310 4+5/351 5+5/392
Напор насоса, м
0 6,07 0 690 940 1190 1430 1385 1630 1880 2130 2380
20 5,75 17 655 890 ИЗО 1355 1310 1545 1780 2020 2250
40 5,55 32 630 860 1085 1310 1265 1490 1720 1950 2170
60 лев. гр. 5,45 42 620 845 1070 1285 1240 1465 1690 1910 2130
80 номинал 5,10 49 580 790 1000 1205 1160 1370 1580 1790 2000
100 4,55 52 520 705 890 1075 1035 1225 1410 1595 1785
120 прав. гр. 3,65 48 415 565 715 860 830 980 ИЗО 1280 1430
140 2,00 33 230 310 390 470 455 540 620 700 785
N ном, кВт (2=80 м3/сут 11,5 15,0 19,0 23,0 22,5 26,5 30,5 34,5 38,5
М мах, кВт Q = 140 м3/сут 12,0 16,5 20,5 25,0 24,0 28,5 32,5 37,0 41,5
Обозначение 2ВННП -5-80- 600 750 1000 1200 1150 1350 1550 1750 2000
оо
Таблица 1.10
Технические характеристики насосов типа 2ВННП 5-125
Подача Q, М3/Сут Напор ступени, м код, % Длина секции, м / количество ступеней, шт.
3/105 4/143 5/181 6/218 3+3/210 3+4/249 4+4/ 286 4+5/324 5+5/362
Напор насоса, м
0 5,63 0 590 805 1015 1225 1180 1400 1610 1820 2035
40 5,52 28,0 580 790 995 1200 1155 1370 1575 1785 1995
80 лев гр. 5,38 48,0 565 765 970 1170 ИЗО 1340 1535 1740 1945
100 5,25 52,5 550 750 950 1145 1100 1305 1500 1700 1900
125 номинал 4,80 53,0 500 685 865 1045 1005 1195 1370 1555 1735
140 4,40 51,0 460 625 795 960 920 1095 1255 1255 1590
160 прав, гр 3,50 45,0 365 500 630 760 735 870 1000 ИЗО 1265
180 2,30 33,0 240 325 415 500 480 570 655 745 830
Д'ном, кВт Q = 125 м3/сут 13,5 18,5 23,5 28,5 27,0 32,5 37,0 42,0 47,0
WMax, кВт Q — 180 м3/сут 14,9 20,3 25,7 31,0 30,0 35,5 41,0 46,0 51,5
Обозначение 2ВННП 5-125- 500 650 850 1050 1000 1200 1350 1550 1700
Рис. 1.12. Характеристика иасосов ЭЦНМ5-50 и ЛЭЦНМ5-50. Количество ступеней — 100 шт
Рис. 1.13. Характеристика насосов ЭЦНМ5-80, ЭЦНА5-80 и ЛЭЦНМ5-80.
Количество ступеней — 100 шт.
4 Ивановский
49
Рис. 1.14. Характеристика насосов ЭЦНМ5-125 и ЭЦНА5-125. Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.15. Характеристика насосов ЭЦНМ5-200 и ЭЦНА5-200.
Количество ступеней — 100 шт.
50
Рис. 1.16. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-160 и ЭЦНМА5А-160.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.17. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-250 и ЭЦНА5А-250. Количество ступеней — 100 шт.
51
Рис. 1.18. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-400 и ЭЦНА5А-400.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.19. Характеристика насосов ЭЦНМ5А-500 и ЭЦНА5А-500.
Количество ступеней — 100 шт.
52
Рис. 1.20. Характеристика насосов ЭЦНМ6-250.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.21. Характеристика насосов ЭЦНМ6-320.
Количество ступеней — 100 шт.
53
Н, м N, кВт
СХГП' I Н I I I Г1Т1 II II I I I
Рис. 1.22. Характеристика насосов ЭЦНМ6-500.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.23. Характеристика насосов ЭЦНМ6-800 и ЭЦНА6-800.
Количество ступеней — 100 шт.
54
Рис. 1.24. Характеристика насосов ЭЦНМ6-1000.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.25. Характеристика насосов ЭЦНМ6-1250.
Количество ступеней — 100 шт.
55
Рис. 1.26. Характеристика насосов ЭЦНМ4-50.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.27. Характеристика насосов ЭЦНМ4-80.
Количество ступеней — 100 шт.
56
Рис. 1.28. Характеристика насосов ЭЦНМ4-125 и 1ЭЦНМ4-125.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.29. Характеристика насосов ЭЦНМ4-160.
Количество ступеней — 100 шт.
57
Рис. 1.30. Характеристика насосов ЭЦНМ4-200.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.31. Характеристика насосов ЭЦНА5-18.
Количество ступеней — 100 шт.
58
Рис. 1.32. Характеристика насосов ЭЦНА5-30.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.33. Характеристика насосов ЭЦНА5-60.
Количество ступеней — 100 шт.
59
Рис. 1.34. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-50.
Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.35. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-80.
Количество ступеней — 100 шт.
60
, Рис. 1.36. Характеристика насосов 2ЭЦНМ4-125. Количество ступеней — 100 шт.
Рис. 1.37. Характеристика насосов 2ЭЦНМ5А-400. Количество ступеней — 100 шт.
61
Количество ступеней — 100 шт
62
Рис. 1.40. Характеристика насоса ЭЦНД5-80. Количество ступеней — 100 шт
Рис. 1.41. Характеристика насоса (Л)ЭЦНМ5-30.
Количество ступеней — 100 шт.
63
Рис. 1.42. Характеристика насоса ЭЦНМ5-20. Количество ступеней — 100 шт
Рис. 1.43. Характеристика насоса 2ВННП5-125. Количество ступеней — 1 шт
64
насоса ЭЦНА5-45, выпускаемого ОАО «АЛНАС». Использование нефтяниками этих насосов при подачах в 18—25 м3/сутки, что допускается разработчиками насоса, приводило к работе установки с низким КПД, повышением температуры двигателя и кабеля, а малая скорость течения пластовой жидкости в зазоре между насосной установкой и стенкой обсадной колонны не позволяла обеспечить нормальное охлаждение узлов установки.
Группой разработчиков ЭЦН из ОКБ БН-КОННАС и фирмы «Новомет» на VIII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН» в г. Альметьевске были даже сделаны выводы по определению границ рабочей области характеристик погружных центробежных насосов, которые они предложили использовать всем производителям этого вида оборудования [8].
1. Правая граница рекомендуемой рабочей зоны определяется в первую очередь всплытием рабочего колеса. Работа насоса правее этой границы допустима, но происходит с пониженной экономичностью и большим износом верхней опоры.
2. Для ступеней с западающей левой ветвью напорной кривой левая граница рабочей зоны определяется подачей, меньше которой начинается снижение напора Работа левее левой границы недопустима.
3. Ступени с параллельным оси абсцисс участком напорной кривой допускают работу левее левой границы только при условии стабильности динамического уровня в скважине.
4. Положение левой границы рабочей зоны может определяться сроком службы нижнего упорного подшипника, износ которого возрастает из-за увеличения осевой силы, действующей на рабочее колесо, и ухудшения условий охлаждения по мере снижения подачи насоса.
5. Дополнительный нагрев перекачиваемой жидкости в результате выделения энергии в насосе и электродвигателе может достигать в ряде установок существенной величины. Это один из факторов, влияющих на работоспособность питающего кабеля и должен приниматься во внимание при назначении левой границы рабочей зоны
6. Было бы желательно, чтобы разработчик насосов указывал в документации основную причину ограничения рабочей зоны.
5 Ивановский
65
В этом случае для потребителя были бы в определенной мере прогнозируемы последствия, к которым приведет работа насоса вне зоны.
1.1.2. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
Среди зарубежных фирм, выпускающих ЭЦН, наиболее авторитетными являются фирмы «REDA», «Centrilifi», «ODI», «ESP». Некоторые фирмы в Китае и Восточной Европе выпускают ЭЦН по лицензиям вышеназванных фирм (в основном — «REDA»).
Фирма «REDA» выпускает насосы типа A, AN, DN и GN. В условном обозначении насоса первая буква обозначает серию (наружный диаметр в дюймах, умноженный на 100): А-338 серия, D-400 серия, G-513 серия. Обозначение серии отражает диаметр установки ЭЦН в дюймах, умноженный на 100. При исполнении рабочих органов из специального чугуна марки «нирезист» в обозначении насоса используется буква N. Если буквы нет, то рабочие органы выполнены из материала «райтон». Следующее после букв число обозначает номинальную подачу насоса в баррелях в сутки при частоте вращения ротора насоса 3500 мин1 [3].
Необходимо отметить, что насосы фирмы REDA имеют левое направление вращения вала (против часовой стрелки), если смотреть сверху. Это отличие следует отнести к недостаткам, т.к. в местах резьбовых соединений корпуса с основанием и головкой насоса необходимо применять приваренные пластины, предохраняющие от саморазвинчивания резьб, что увеличивает наружный поперечный размер агрегата.
Фирмой REDA выпускаются насосы для следующих условий эксплуатации:
— малоагрессивная, неабразивная продукция;
— агрессивная, неабразивная продукция;
— агрессивная, абразивная продукция;
— малоагрессивная, абразивная продукция;
— высокотемпературная продукция.
Разные исполнения насосов отличаются материалами и конструктивным исполнением основных узлов: вала, рабочих органов, радиальных и осевых опор.
66
Конструкция насосов фирмы «REDA» модульная. Насос состоит из одного и более модулей-секций (рис. 1.44), входного модуля и модуля-головки. Для работы в абразивосодержащей среде фирма предлагает специальные конструкции модуль-сек-ций насоса: ES и ARZ. В модуль-секции ES используются керамические подшипники жесткой конструкции, помещаемые в головке и в основании секции (рис. 1.45 и 1.46), а также анало-
Рис. 1.44. Секция насоса фирмы REDA:
1 — головка; 2 — верхний подшипник, 3 — верхнее полукольцо, 4 — стяжная гайка, 5 — вал; 6 — распертое рабочее колесо, 7 — нижнее полукольцо, 8 — корпус, 9 — плавающее рабочее колесо; 10 — направляющий аппарат; 11 — нижний подшипник; 12 — основание; 13 — шлицевая муфта
Рис. 1.45. Верхний радиальный подшипник модуль-секции насоса фирмы REDA:
1 — втулка; 2 — втулка резьбовая; 3 — специальная гайка; 4 — полукольца; 5— пластина; 6— концевой радиальный подшипник
67
1
Рис. 1.46. Нижний радиальный подшипник модуль-секции насоса фирмы REDA: 1 — корпус входного модуля
гичные промежуточные подшипники. При высокой концентрации механических примесей фирма рекомендует применять модуль-секции и входной модуль типа ARZ, которые включают запатентованную подшипниковую систему, в основе которой плавающая подшипниковая секция с циркониевым керамическим подшипником (рис. 1.47).
4
5
Рис. 1.47. Плавающая подшипниковая система фирмы REDA:
/ — корпус подшипника, 2 — стопорное кольцо, 3 — уплотнительные кольца (из афласа), 4 — керамическая подшипниковая пара, 5 — вал
При высокой температуре откачиваемой жидкости фирма REDA предлагает использовать систему Hotline с насосом и входным модулем исполнения ARZ, в которых выбираются специальные допуски и зазоры с учетом
теплового расширения, а также применяются специальные эластомеры в соответствии с рабочей температурой. В данной конструкции используются фиксируемые на
валу ступени, т.к. плавающие ступени имеют меньшие возможности по температуре из-за свойств материала опорных шайб.
68
Технические характеристики некоторых видов центробежных насосов фирмы REDA представлены в таблице 1.10 и на рисунках 1.48—1.58. Характеристика насосов представлена для работы одной ступени на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вращения 2917 оборотов в минуту. Более полная информация о характеристиках ЭЦН фирмы REDA представлена в [3, 9].
Фирма Centrilift выпускает ЭЦН типа DC, FC, FV, FS,GC. В условном обозначении насоса первая буква обозначает серию: D — 338 серия, F — 400 серия, G — 513 серия. Вторая буква в условном обозначении означает конструктивную модификацию насоса. Следующее после букв число обозначает номинальную подачу насоса в баррелях в сутки при частоте вращения ротора насоса 3500 мин4 [5].
Конструкция насосов фирмы Centrilift (США) — многосекционная. Конструкция секций отличается друг от друга незначительно, в частности, в верхней секции имеется ловильная головка, а в нижней — входной модуль или газосепаратор.
Во всех секциях имеются верхние радиальные подшипники с парой трения «бронза — нирезист». Кроме того, в секции помещены промежуточные подшипники, образуемые фигурной обрезинен-
Рис. 1.48. Характеристика насосов DN 1000 фирмы REDA
69
Таблица 1.10
Параметры насосов фирмы REDA
Тип насоса Серия насоса Наружный диаметр насоса, мм Миним. наруж. диаметр колонны, дюйм (мм) Напор ступени при Q = 0, м Рекомендуемый диапазон подач, м3/сут Оптимальный режим Максим, мощность, ступени, л.с.
Минимальная подача Максимальная подача Подача, м3/сут Напор ступени, м кпд, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
А230 338 85,9 4>/4" (114,3) 3,5 13 46 34,5 2,6 40 0,034
А400 4,6 27 66 53 3,4 41 0,06
AN550 4,72 53 93 75 3,1 46,5 0,078
АН900 4,62 93 140 115 2,75 54 0,085
AM 1200 4,43 106 219 152 2,85 53 0,125
AM 1500 3,74 133 265 198,7 2,5 44 0,17
DN280 400 101,6 5>/2" (139,7) 4,53 13 66 50 2,9 45,9 0,045
DN440 5,98 13 73 58,3 3,83 48 0,075
DN450 5,6 45 74 59,6 3,85 50 0,07
DN525 5,7 40 82 70,0 3,6 52,5 0,114
DN610 6,8 46 102 80,8 5 43 58,3 0,12
DN675 7,0 42 111 89,1 5 02 60 0,117
DN800 6,7 52 127 106 4,8 59 0,135
DN 1000 6,0 77 167 132,5 4,7 58,2 0,16
DN 1100 6,42 79 179 145,0 4,85 62,0 0,175
DN 1300 6,0 127 220 170 4,35 62,4 0,18
Продолжение табл. 1.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
DN 1750 6,4 155 275 238 3,95 68,5 0,21
DN 1800 6,7 159 318 250,0 3,8 74,0 0,198
DN 2150 6,8 170 345 271 4,95 58,5 0,35
DN 3000 6,3 280 495 370 4,1 63,5 0,375
DN 3100 6,0 318 530 415 3,9 66,0 0,375
DN 4000 5,7 450 690 580 2,6 61 0,375
GN 1600 513 130,3 6 (168,3) 12,2 159 265 226 9,2 60 0,54
GN 2100 11,7 219 331 291 8,8 63,5 0,6
GN 2500 10,9 239 411 315 9,1 62 0,72
GN 2700 11,0 265 451 357,8 9,1 65 0,76
GN 3200 12,1 292 543 458 8 65,5 0,82
GN 4000 11,3 424 636 530 7,2 68 0,86
GN 5200 9,7 517 875 724 6,1 66 1,0
GN 5600 9,5 530 994 825 5,75 70 1.03
GN 7000 10,3 663 1193 980 6,7 66,5 1,48
GN 10000 9,2 1060 1590 1280 6,5 66 1,95
72
Рис. 1.51. Характеристика насосов DN 3100 фирмы REDA
Рис. 1.52. Характеристика насосов DN 4000 фирмы REDA
73
Рис. 1.54. Характеристика насосов GN 2100 фирмы REDA
74
Рис. 1.55. Характеристика насосов А230 фирмы REDA
Рис. 1.56. Характеристика насосов А400 фирмы REDA
75
Рис. 1.57. Характеристика иасосов AN550 фирмы REDA
Рис. 1.58. Характеристика насосов AN 900 фирмы REDA
76
Таблица 1.11
Параметры насосов фирмы Centrilift
Тип насоса Серия насоса Наружный диаметр насоса, м Минимальный наружный диаметр колонны, дюйм (мм) Напор ступени прн С = 0, м Рекомендуемый диапазон подач, м3/сут Оптимальный режим Максимальная мощность ступени, л. с.
Минимальная подача Максимальная подача Подача, м3/суг Напор, м кпд, %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 и
DC 800 338 85,9 4 1/2 (Н4,3) 4,4 73 126 106 3,05 60,3 0,087
DC 1000 4,38 93 172 132 3,1 55 0,123
DC 1250 4,7 126 225 166 3,15 56 0,144
DC 2200 3,65 154 365 298 2,02 58,3 0,164
DC 2600 4,1 200 400 344 2,27 62,8 0,19
FV 210 400 101,6 5 1/2 (139,7) 5,2 16 40 27 4,1 40 0,052
FC 300 6,65 26 60 46 4,7 38,2 0,09
FV 320 5,28 7 61 42 4,2 50 0,06
FC 320 4,78 7 61 48 3,5 49.5 0,54
FS 400 6,4 24 70 53 4,12 47 0,075
FC 450 7,0 26 83 59.6 5,4 44,1 0,12
FC 470 6,5 47 76 63 4,27 42,5 0,1085
FC 650 7,05 60 113 86 5,3 60 0,125
FC 925 6,95 93 152 123 5,0 64,2 0,154
Продолжение табл. 1.13
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
FS 1150 6,28 106 199 152 4,43 63 0,17
FC 1200 6,7 126 205 150 5,4 64 0,195
FC 1600 6,6 159 278 212 5,0 62,5 0,268
FC 2200 6,53 199 371 300 5,0 64 0,37
FC 2700 7,08 238 463 350 4,95 64 0,448
FC 4300 6,0 397 689 570 4,3 71 0,525
FC 6000 6,0 477 901 742 4,45 72 0,75
GC 1200 513 130,3 6 5/8 (168,3) 12,5 106 212 159 10,2 56 —
GC 1700 11,7 172 292 225 9,6 57 —
GC 2200 11,2 199 397 291 9,3 59 —
GC 3000 11,4 291 477 397 7,8 65 —
GC 3500 12,0 291 623 464 7,5 62 —
GC 4100 11,3 331 742 543 6,7 68 —
GC 6100 10,2 484 1073 808 5,9 69 —
GC 8200 10,1 583 1365 1086 7,1 66 —
GC 11500 10,7 994 1587 152,4 9,84 52,0 0,44
GC 10000 9,3 583,1 1722,7 1258,9 5,95 65,8 1,72
ной втулкой и расточкой направляющего аппарата (рис. 1.59). Количество радиальных подшипников зависит от типоразмера насоса.
На входном модуле (или в газосепараторе) устанавливают радиальные подшипники с парой трения «бронза — закаленная сталь».
Рис. 1.59. Промежуточные радиальные подшипники насосов фирмы Centrilift
Конструктивно модуль-секция насосов выполнена с плавающими рабочими колесами, при этом осевые усилия, действующие на торец вала, передаются на упорный подшипник, помещенный в протекторе.
В насосах фирмы Centrilift применяется двухопорная конструкция рабочего колеса для малой и средней подачи, а также одноопорная ступень с разгрузкой рабочего колеса от осевого усилия для высокодебитных насосов.
Для откачки жидкости с механическими примесями фирма Centrilift предлагает насосы типа AR (Abrasive Resistant), в которой используются следующие конструктивные особенности: двухопорное рабочее колесо с износостойкой осевой и радиальной опорой (рис. 1.60); конструкция с распертыми рабочими колесами, при которой осевая нагрузка передается на вал и осевую опору, расположенную в протекторе, а радиальные нагрузки воспринимаются промежуточными радиальными подшипниками (см. рис. 1.59).
79
Рис. 1.60. Ступени насоса Sand Handler фирмы Centrilift
I
Рис. 1.61. Ступени насоса Compression Sand Handler фирмы Centrilift
80
Рис. 1.62. Характеристика насосов DC 800 фирмы Centrilift
Н, м
4
3
2
1
.х> 25 лх> у&5 /50 /75 г/ю гг5 q мз/сут
Рис. 1.63. Характеристика насосов DC 1000 фирмы Centrilift
£ Ивановский
81
Рис. 1.64. Характеристика насосов DC1250 фирмы Centrilift
Рис. 1.65. Характеристика насосов DC 2200 фирмы Centrilift
82
Рис. 1.66. Характеристика насосов FC 650 фирмы Centrilift
Рис. 1.67. Характеристика насосов FC 925 фирмы Centrilift
83
Рис. 1.68. Характеристика иасосов FS 1150 фирмы Centrilift
Рис. 1.69. Характеристика насосов FC 1200 фирмы Centrilift
84
Технические характеристики некоторых видов центробежных насосов фирмы Centrilift представлены в таблице 1.11 и на рисунках 1.62—1.69. Характеристики представлены для одной ступени при работе на воде плотностью 1000 кг/м при частоте вращения рабочего колеса 2915 оборотов в минуту [3].
Фирма ESP (США) выпускает
ЭЦН с шифром, аналогичным шифру насосов фирмы REDA. Отличие в шифре состоит в наличии перед обозначением насоса буквы «Т», которая указывает, что насос произведен фирмой ESP.
Каждая модуль-секция насоса может быть использована как верхняя, средняя и нижняя секции насоса (рис. 1.70) [3].
Секции насоса фирмы ESP соединяются между собой, с ловильной головкой и входным модулем болтовыми соединениями. Используются осерадиальные и диагональные ступени в насосах соответственно на низкие, средние и высокие подачи.
Насосы с осерадиальными ступенями выполнены с плавающими рабочими колесами; осевое усилие на валы воспринимается упорным подшипником протектора.
В насосах с диагональными ступенями рабочие колеса фиксируются на валу, и осевое усилие, действующее на весь ротор насоса, передается на упорный подшипник протектора.
Рис. 1.70. Модуль-секция насоса фирмы ESP
85
Поперечные усилия в модуль-секции передаются на радиальные подшипники. В стандартной конструкции модуль-секции насоса (Standart Sistem) использованы два концевых радиальных подшипника. В радиально-стабилизированной конструкции модуль-секции (Radially Stabilized Sistem-RRS) количество радиальных подшипников выбирается в зависимости от длины модуль-секции.
Стабилизирующий подшипник RS (Radial Sleeve) состоит из корпуса и двух колец из нержавеющей стали (рис. 1.71). Сопряженная кольцу подшипника поверхность упрочняется до 9 единиц по шкале MOL боронитридным процессом.
Рис. 1.71. Подшипники RS фирмы ESP:
1 — втулка, 2 — стабилизирующая втулка; 3 — корпус подшипника; 4 — втулка подшипника; 5 — модифицированное рабочее колесо
Технические характеристики некоторых видов центробежных насосов фирмы ESP представлены в таблице 1.12 и на рисунках 1.72—1.75. Характеристики представлены для одной ступени при работе на воде плотностью 1000 кг/м3 при частоте вращения рабочего колеса 3500 оборотов в минуту [3].
86
Таблица 1.12
Параметры насосов фирмы ESP
Тип иасоса Серия насоса Наружный диаметр иасоса, дюйм (мм) Минимальный наружный диаметр колонны, дюйм (мм) Напор ступени при Q = 0, м Рекомендуемый диапазон подач, м/сут Оптимальный режим Максимальная мощность ступени, л.с.
Минимальный Максимальный Подача, м/сут Напор, м кпд, %
ТА-400 338 3,38 (85,9) 4'/2 (114,3) 4.87 40 72 63.59 3.17 56.6 0.0579
ТА-550 4.83 66 87 76.84 3.41 53.0 0.0781
ТА-900 4.53 103 154 113.93 2.68 52.0 0.0868
ТА-1200 4.34 119 199 159.0 2.62 51.8 0.1187
ТА-1500 3.77 159 239 198.7 2.38 42.8 0.1794
TD-280 400 4,00 (101,6) 5*/2 (139,7) 4.55 13 61 49.0 3.05 43.8 0.0521
TD-450 5.93 46 73 59.6 3.60 45.8 0.0752
TD-750 6.14 74 127 95.4 5.00 52.7 0.1389
TD-975 7.09 92 159 132.5 5.03 52.5 0.1968
TD-I000 86 160 159.0 4.88 56.0
TD-1300 6.22 126 205 159.0 4.24 54.3 0.191
TD-1350 6.14 132 245 185.5 4.66 57.3 0.2287
TD-1750 6.2 159 272 225.2 4.39 69.2 0.2
TD-2000 6.14 186 331 258.3 4.33 55.0 0.3184
TD-3000 5.95 265 490 391.0 3.75 63.6 0.3184
TD-4I00 5.76 464 676 530 3.23 58.0 0.4631
TD-2000 500 5,13 (130,3) 65/я (168,3) 10,76 212 358 265 8,05 57.7 0.55
TD-2500 11.43 278 398 344.5 8.56 64.2 0.6947
TD-3100 11.43 331 477 357.7 8.69 59.8 0.8105
TD-4000 11.45 424 636 543.2 7.38 67.9 0.8973
TD-4800 12.43 530 848 688.9 9.69 68.5 1.5225
TD-5600 9.42 662 954 795.0 5.70 66.0 1.042
TD-7000 10,16 795 1060 861.0 6.64 62.0 1.4473
Рис. 1.72. Характеристика насосов ТА-900 фирмы ESP
Рис. 1.73. Характеристика насосов ТА-1200 фирмы ESP
88
Рис. 1.75. Характеристика насосов TD-280 фирмы ESP
89
Фирма ODI (США) выпускает насосы, имеющие значительные отличия в обозначении от ранее рассмотренных. Первая буква шифра обозначает серию — условный диаметр обсадной колонны скважины, для эксплуатации которой предназначен насос: R — 55 серия, К — 70 серия (55 и 70 — диаметр в дюймах, умноженный на 10). Вторая буква, если она есть, обозначает модификацию насоса. Следующее после букв число обозначает номинальную подачу насоса в баррелях в сутки, уменьшенную в 100 раз, при частоте вращения ротора насоса 3500 мин'1 [3].
Фирма изготавливает насосы различных конструктивных исполнений: стандартная конструкция и конструктивные исполнения, предназначенные для различного содержания песка в откачиваемой жидкости.
Конструктивно стандартный насос фирмы ODI компонуется из нижней, средней и верхней секций. Конструктивные отличия секций насоса фирмы ODI незначительные.
Средняя и верхняя секции — идентичны (рис. 1.76).
Рис. 1.76. Средняя (верхняя) секция насоса фирмы ODI
1 — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — защитная втулка вала; 4 — корпус; 5 — направляющий аппарат; 6 — рабочее колесо; 7 — вал;
8 — основание
Нижняя секция насоса (рис. 1.77) отличается от верхней и средней наличием приемной сетки и нижнего подшипника.
Особенностью вала нижней секции по сравнению с валами верхней и средней секций является увеличенный размер шли-
90
Рис. 1.77. Нижняя секция насоса фирмы ODI
1 — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — защитная втулка вала; 4 — корпус; 5 — направляющий аппарат; 6 — рабочее колесо; 7 — вал; 8 — основание; 9 — нижний подшипник; 10 — сетка
цевого конца вала за счет приваренной к нему втулки с наружными шлицами. Соединение валов секций — шлицевое эволь-вентное.
Осевая сила, действующая на валы, передается с вала на вал каждой секции (все валы имеют возможность перемещаться в осевом направлении в пределах 10—12 мм), и воспринимается помещенной в протекторе осевой опорой, как в установках фирм REDA и Centrilift.
Поперечные силы воспринимаются радиальными подшипниками. В каждой секции насоса имеется верхний подшипник с парой трения: бронза (защитная втулка вала) по нирезисту. В нижней секции насоса, кроме верхнего радиального подшипника установлен нижний подшипник (закаленная сталь по бронзе).
Кроме того, через определенное количество ступеней размещается бронзовая втулка, составляющая промежуточный подшипник с расточкой направляющего аппарата.
В насосах фирмы используют ступени двухопорной конструкции.
Основные детали насоса изготавливаются из следующих материалов: корпус, головка, основание — из углеродистой стали. Для защиты от H2S и СО2, корпуса могут изготавливаться из нержавеющей ферритной стали с покрытием из напыленного монеля толщиной 0,15 или 0,3 мм.
91
При наличии песка фирма рекомендует применять насосы исполнения «S», в которых используются резиновые подшипники, выдерживающие температуру до 250 °F (121 °C). Буква «S» записывается в конце обозначения насоса, например, «R-14S».
Для скважин с высоким содержанием песка фирма выпускает насосы запатентованной конструкции — Superior Service Pump (SSP). В насосах исполнения SSP каждый пакет ступеней из 4— 10 ступеней имеет свою осевую и радиальную опору (рис. 1.78). Вкладыши радиальных опор и подпятники осевых опор изготавливаются из борированной закаленной стали или из карбида вольфрама. В конце обозначения насоса такого исполнения записывается «SSP».
Насосы исполнения SSP имеют более широкий диапазон подач рабочей части характеристики, чем аналогичные стандартные насосы. Например, рабочая часть характеристики насоса RC-12 SSP соответствует диапазону подач 46 ... 225 м3/сут (п = 2916 мин* 1), тогда как у насоса RC-12 этот диапазон равен 119 ... 199 м3/сут.
Основные технические характеристики насосов фирмы ODI приведены в табл. 1.13 и на рисунках 1.SOLS?. Характеристики приведены для одной ступени при частоте вращения 2915 мин1 при работе на воде с плотностью 1000 кг/м3 [3].
Рис. 1.78. Радиальные и осевые опоры насоса конструкции SSP фирмы ODI:
I — верхняя опора; 2 — втулка; 3 — пята, подпятник; 4 — вкладыши; 5 — компенсационные втулки; 6 — шайбы
92
Таблица 1.13
Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы ODI
Габарит Тип насоса Оптимальный режим Номинальный режим
Серия Диаметр, дюйм Подача, м3/сут Напор, м КПД, % Подача, м3/сут Напор, м КПД, %
55 5*/2 R2 35,812 4,02 30,7 26,48 4,85 28
R3 43,3 4,82 44 39,72 5,13 43,5
RC5 63,29 5,0 52 66,2 4,75 52
R7 96,61 5,55 61,3 92,69 5,68 61
RA7 ПО 5,6 60,7 92,69 6,3 58,4
R9 129,09 5,896 63 119,17 6,24 66
RC12 154,9 5,896 66 158,89 5,79 66
R14 200 5,41 64 185,38 5,48 64
RA16 233,2 5,6 64,5 211,86 5,23 64
RA22 299,8 4,76 68 291,3 4,89 68
R 32 366,45 4,82 66 423,72 4,09 64,5
R38 533 3,6 64 503,17 3,78 63,5
70 7 К16 199,88 11,44 63 211,86 10,95 62,5
К20 299,82 9,41 68 264,83 10,54 67,5
К28 391,44 10,4 70 370,76 10,8 67,5
К34 485,07 10,68 72 450,21 10,8 68
К47 620 9,71 71 622,35 9,36 71
К62 882,82 8,6 70 820,97 9,29 72,7
К75 1049,39 8,04 73,5 993,11 8,6 73,5
К100 1300 7,1 66 1324,23 7,0 66
Рис. 1.79. Схема восприятия сил подшипником насоса SSP фирмы ODI
94
Рис. 1.81. Характеристика насосов R14 фирмы ODI
Рис. 1.82. Характеристика насосов RA16 фирмы ODI
95
Рис. 1.83. Характеристика насосов RA22 фирмы ODI
Рис. 1.84. Характеристика насосов К28 фирмы ODI
96
Рис. 1.85. Характеристика насосов К34 фирмы ODI
Рис. 1.86. Характеристика насосов К47 фирмы ODI
7 Ивановский
97
Рис. 1.87. Характеристика насосов К62 фирмы ODI
До 1995 г. фирма Temtex (КНР) выпускала установки погружных центробежных насосов для добычи нефти по лицензии фирмы REDA. Этим объясняется сходство конструкций насосов фирмы Temtex и насосов фирмы REDA [3].
Параметры и характеристики насосов представлены в табл. 1.14.
Насос состоит из одной или нескольких обезличенных мо-дуль-секций, входного модуля и ловильной головки, которая может поставляться встроенной к модуль-секции или отдельным модулем.
Модуль-секции насосов по аналогии с насосами фирмы REDA выпускаются в двух конструктивных исполнениях:
1) плавающая конструкция — исполнение FL-CT;
2) конструкция с «плавающим низом» — исполнение BFL-СТ.
98
Таблица 1.14
Параметры насосов типа А и Е фирмы Temtex
Тип насоса Наружный диаметр, мм Рекомендуемый диапазон подач, м/сут Оптимальный режим Мощность Л.С.
Максимальная Минимальная Подача, м/сут Напор, м КПД, %
1 2 3 4 5 6 7 8
А07 95 30 100 72 3,5 48 0,06
А10 60 160 115 3,75 54 0,10
А15 100 240 180 4,1 58 0,19
А20 130 360 240 3,6 59 0,21
А42 200 550 400 3,5 65 0,33
А53 350 700 520 3,1 66 0,46
Е45 98 15 80 50 4,5 48 0,07
Е60 45 90 70 5,0 56 0,09
Е125 66 190 130 5,6 65 0,18
Е160 108 210 160 5,7 66 0,22
Е220 140 345 240 4,3 67 0,24
Е265 140 380 275 4,3 63 0,28
Е360 Нет сведений
Е510 Нет сведений
Продолжение табл. 1.14
1 2 3 4 5 6 7 8
TD45 102 13 60 50 3,1 50 0,04
TD72 42 72 60 3,8 50 0,07
TD160 90 165 120 4,25 56 0,17
TD210 120 220 175 4,15 62 0,18
TD280 150 275 233 4,0 66 0,22
TD320 190 325 266 4,0 56 0,36
TD480 TD640 275 450 490 690 375 575 3,7 2,64 63 55 0,36 0,37
TD320 130 220 330 266 8,1 60 0,62
TD400 238 410 333 8,25 62 0,71
TD490 290 530 410 7,31 58 0,92
TD640 425 640 530 7,25 67 0,85
TD830 515 875 690 6,3 66 0,98
TD890 530 995 740 6,2 70 1,00
TD1115 660 1195 930 6,62 66 1,40
TD1590 925 100 1325 6,25 66 1,88
Примечание. Параметры насосов серии А даны при частоте вращения 2820 мин ', остальных — 2850 мшг1.
1.2. ГАЗОСЕПАРАТОРЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Диапазон изменения газового фактора нефтей разрабатываемых месторождений весьма широк. Например в НГДУ «Южоренбургнефть» газовый фактор может доходить до 5000 м3/м3, а в НГДУ «Чернушканефть» — обычно не превышает 35—40 м3/м3. Допустимые значения газосодержания на входе в насос, по техническим условиям эксплуатации установок составляют 20 %, однако, на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5—25 % от объема добываемой продукции.
Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:
— спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;
— применение сепараторов различных конструкций;
— монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
— принудительный сброс газа из затрубного пространства;
— применение комбинированных, так называемых «конусных» или «ступенчатых», насосов.
Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам.
Применение сепараторов. Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство.
В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5.
101
Использование диспергаторов. Применение диспергаторов позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодер-жания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры среды. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры.
Диспергатор является сильным турбулизатором потока и способствует эффективному выравниванию структуры газожидкостной смеси. Диспергаторы могут устанавливаться как вне, так и внутри насоса взамен нескольких рабочих ступеней.
Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в зоне приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости.
Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например — система «тандем»).
Применение комбинированных насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.
Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5 до 25% в зависимости от типоразмера насоса. При увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса, т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаше всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа,
102
которое приводит к уменьшению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждения за счет отсутствия потока жидкости.
Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости.
Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию, запирание рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС) путем их измельчения; газосепаратора — в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси.
Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство.
Мировыми производителями выпускается три типа газосепараторов:
1) гравитационные;
2) вихревые;
3) центробежные.
Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. От эффективности их работы во многом зависят параметры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в скважине.
Для отделения газа от жидкости в этих газосепараторах используется плавучесть газовых пузырьков под действием гравитационных или центробежных сил.
Гравитационный газосепаратор имеет наименьший коэффициент сепарации, центробежный — наибольший, а вихревой газосепаратор по коэффициенту сепарации занимает промежуточное положение.
К устройствам предъявляются следующие требования:
1 — ликвидация вредного влияния свободного газа, содержание которого больше допускаемого по техническим условиям, что и приводит к срыву подачи насоса, которая обеспечивается
103
за счет уменьшения диаметра пузырьков (для диспергаторов) или выброс газа в затрубное пространство (для газосепараторов);
2 — обеспечение минимального диаметрального размера устройства, соответствующего диаметральным размерам насоса определенной габаритной группы;
3 — необходимую подачу жидкости через рабочие органы устройства для обеспечения устойчивой работы насоса;
4 — обеспечение прохождения удлиненного, за счет применения устройства, погружного агрегата по всей глубине скважины, особенно — в наклонно направленных скважинах.
Существующие конструкции и принцип действия газосепараторов и диспергаторов
Российскими производителями выпускаются га-зосепараторы в соответствии со следующими нормативными документами:
ТУ 26-06-1416-84. Модули насосные — газосепараторы МНГ и МНГК.
ТУ 313-019-92. Модули насосные — газосепараторы Ляпкова МН ГСЛ.
ТУ 3381-003-00217780-98. Модули насосные — газосепараторы МНГБ5.
По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными. Они представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами.
Одним из первых устройств, запатентованных в нашей стране (заявка на авторское свидетельство от 1 октября 1954 г.), был газосепаратор П.Д. Ляпкова — известного российского ученого. Принцип действия данного газосепаратора заключается в том, что ротор, вращаясь с валом насоса, создает интенсивное вращательное движение смеси в сепараторе, благодаря чему происходит разделение смеси на жидкость и газ. Газ под действием возникающего при вращении смеси градиента давления выжимается из вращающегося кольца смеси в сторону наименьшего давления, т.е. к центру, а жидкость под действием центробежных сил отбрасывается к периферии внутренней камеры газосепаратора.
104
Более 10 лет назад запущен в серийное производство отечественный сепаратор 1МНГ5 к ЭЦН 5 группы. Они успешно работали в широком диапазоне изменения условий эксплуатации. Однако сепаратор имел сложную конструкцию, большую массу, был подвержен абразивному износу и обрыву по корпусу сепаратора. Кроме того, в условиях высоких газосодержаний на многих режимах наблюдалось существенное влияние газа на работу ЭЦН, оборудованных 1МНГ5.
Поэтому возникла необходимость создания нового типа сепаратора. Учеными ГАНГ им. И. М. Губкина был предложен новый тип сепарации, на основе которого специалисты АО «Лебедянский машиностроительный завод» разработали конструкцию модуля насосного газосепаратора МН-ГСЛ5 (рис. 1.88) к погружным насосам группы 5. Масса нового сепаратора оказалась примерно в 2 раза меньше, чем у 1МНГ5, в частности, — за счет упрощения конструкции. Кроме того, в МН-ГСЛ5 предусмотрена защита внутренней поверхности корпуса от абразивного износа воздействия. Новый газосепаратор позволяет стабильно работать насосу до 80 % содержания газа. С целью сравнения сепараторов по эффективности газоотделения были проведены специальные стендовые испытания [3].
Газосепаратор типа МН(К)-ГСЛ состоит из трубного корпуса 1 с головкой 2, основания 3 с приемной сеткой и вала 4 с расположенными на нем рабочими органами. В головке выполнены две группы перекрестных каналов 5, 6 для газа и жидкости и установлена втулка радиального подшипника 7. В основании размешены закрытая сеткой полость с каналами <?для приема газожидкостной смеси, подпятник 9 и втулка 10 радиального
Рис. 1.88. Газосепаратор тела МН(К)-ГСЛ
105
подшипника. На валу размещены пята 11, шнек 12, осевое рабочее колесо 13 с суперкавитирующим профилем лопастей, сепараторы 14 и втулки радиальных подшипников 75. В корпусе размещены направляющая решетка и гильзы.
Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь (ГЖС) попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора ГЖС 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 каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.
Характеристика газосепаратора типа МН(К)-ГСЛ представлена на рис. 1.89 [3].
ОАО «Борец» предлагает газосепараторы двух типов:
- модульные (модели МНГБ5, МНГБ5А, 1 МНГБ5,1 МНГБ52);
— встроенные в нижнюю секцию насоса.
Газосепараторы ОАО «Борец» имеют головку оригинальной конструкции, которая разделяет потоки газа и жидкости и повышает эффективность работы газосепаратора. Все типы газосепараторов снабжены защитной гильзой, предохраняющей корпус газосепаратора от гидроабразивного износа. Благодаря этому повышается ресурс работы оборудования, уменьшается вероятность аварий. Газосепараторы 1 МНГБ5 и 1 МНГБ52 не имеют осевой опоры вала, что упрощает их конструкцию и снижает стоимость ЗИП. Модель 1 МНГБ52 предназначена для использования на скважинах с повышенным газовым фактором. Газосепаратор имеет сдвоенную конструкцию, что позволяет уменьшить общую длину насосной установки по сравнению с установкой, укомплектованной двумя газосепараторами.
Осевые опоры валов моделей МНГБ5 и МНГБ5А могут быть выполнены из следующих материалов: «бельтинг — сталь» — для обычных условий эксплуатации; «керамика — керамика» — для осложненных условий эксплуатации.
Расширенная номенклатура газосепараторов позволяет подобрать наиболее эффективный из них в зависимости от условий эксплуатации.
106
т), %
20
15
10
5
О
Рис. 1.89. Характеристика модулей насосных газосепараторов Ляпкова МН-ГСЛ5 (МНК-ГСЛ5) на воде плотностью р =1000 кг/м3 при частоте вращения 3000 оборотов в минуту
Модули насосные — диспергаторы МНДБ5 (производства ОАО «Борец») предназначены для измельчения газовых влючений в пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной смеси и подачи ее на вход насоса. Диспергаторы МНДБ5 устанавливаются на входе насоса вместо входного модуля. Максимальное допустимое содержание свободного газа на входе в диспергатор при максимальной подаче — 55 % по объему. При прохождении потока газожидкостной смеси через диспергатор
107
повышается ее однородность и степень измельченное™ газовых включений, благодаря чему улучшается работа центробежного насоса:
уменьшается его вибрация и пульсация потока в насоснокомпрессорных трубах, обеспечивается работа с заданным КПД. За насосом в насосно-компрессорной трубе из перекачиваемой жидкости выделяется свободный газ, который, расширяясь, совершает дополнительную работу по подъему жидкости из скважины. В целом, применение диспергатора способствует улучшению условий работы насоса, повышению стабильности его характеристик и увеличению экономичности всей установки погружного центробежного насоса.
Условия эксплуатации
Водородный показатель.......................6,0—8,5 pH
Концентрация твердых частиц в пластовой жидкости............................0,5 г/л
Микротвердость частиц..................не более 7 баллов
по шкале Мооса
Максимальное содержание свободного газа........не более 55 % на входе в диспергатор
по объему
Допустимый темп набора кривизны ствола скважины...............не более 2° на 10 м
В месте подвески насоса в сборе с диспергатором, протектором, электродвигателем и компенсатором кривизна ствола скважины не более 3' на 10 м и угол отклонения скважины от вертикали не более 40°.
Кроме указанных выше, ОАО «Борец» выпускает модули га-зосепараторы-диспергаторы МНГДБ5, предназначенью для снижения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразования в однородную газожидкостную смесь перед подачей в насос. Газосепаратор-диспергатор МНГДБ5 устанавливается на входе насоса вместо входного модуля. Максимальное допустимое содержание свободного газа на входе в газосепаратор-диспергатор при максимальной подаче — 68 % по объему [7].
108
Газосепаратор-диспергатор разделяет пластовую жидкость на две фазы: жидкостную и газовую. Газ удаляется в затрубье, а пластовая жидкость преобразуется в однородную газожидкостную смесь и подается на вход насоса
Газосепараторы фирмы Centrilift
В зависимости от газосодержания на приеме насоса фирма рекомендует и поставляет газосепараторы гравитационного типа — для газосодержания до 10 % и газосепараторы центробежные (при больших значениях газосодержания).
Центробежный газосепаратор состоит из ротора винтового типа, направляющего аппарата, сепарационной камеры в виде цилиндрического барабана с радиальными лопатками и наружным бандажом, камеры отвода свободного газа в затрубное пространство и отвода газосодержащей смеси в первую ступень отвода (рис. 1.90) [3].
По данным фирмы центробежный газосепаратор обеспечивает отделение до 90 % свободного газа.
По результатам исследований фирмы выявлено, что наличие наружного бандажа у радиальных лопаток цилиндрического барабана повышает коэффициент сепарации свободного газа и предохраняет корпус газосепаратора от абразивного и эрозионного износа в откачиваемой жидкости.
Рис. 1.90. Центробежный газосепаратор фирмы Centrilift:
/ — основание; 2 — втулка подшипника; 3 — ротор винтового типа;
4 — вал; 5 — выправляющий аппарат; 6 — осевое рабочее колесо;
7 — сепарационная камера; 8 — корпус; 9 — переводник;
10 — корпус подшипника; 11 — головка
109
Газосепараторы и диспергаторы, выпускаемые фирмой REDA
Для откачивания из скважин нефтяной продукции, представляющей собой ГЖС, установками погружных центробежных насосов фирма REDA предлагает различные конструкции устройств, основными из которых являются:
1) центробежные газосепараторы,
2) вихревые газосепараторы,
3) сепараторы с противотоком (гравитационный),
4) коническая схема насоса,
5) диспергаторы.
Для случаев с большим газо-содержанием (60 %) на приеме фирма предлагает центробежный (рис. 1.91) и вихревой (рис. 1.92) газосепараторы. Поданным фирмы, центробежный газосепа-ратор удаляет из ГЖС до 90 % свободного газа [3].
Следует отметить высокий напор, развиваемый центробежным сепаратором фирмы REDA, и незначительное влияние величины газосодержания на напорную характеристику газосепаратора.
Вихревой газосепаратор VGS (Vortex Gas Separator) обладает высокой сепарационной характеристикой за счет создания после рабочего колеса свободной проточной части достаточного поперечного сечения и протяженности [3].
Свободный газ выпускается в затрубное пространство
Жидкость направляется к первой ступени насоса
Разделитель потока
Центрифуга
Четырех лопастный винтовой ротор
Входные отверстия
Дополнительные большие опорные подшипники
Вал из сплава К-монель
Рис. 1.91. Центробежный газосепаратор фирмы REDA
ПО
Рис. 1.92. Вихревой газосепаратор фирмы REDA
Газосепаратор отличается повышенной надежностью благодаря снижению вибрации за счет установки трех износостойких керамических радиальных подшипников и уменьшению расстояния между ними. Снижение вибрации газосепаратора достигается также за счет уменьшения массы вращающихся деталей, размаха лопастного ротора и снижения потребляемой мощности.
Принципиально иной метод повышения эффективности работы ЭЦН с большим газосодержанием на входе в пакет ступеней реализован фирмой REDA установкой узла диспергатора AGH (Advansed Gas Handling), предназначенного раздроблять (диспергировать) пузырьки свободного газа и доводить ГЖС до квазигомогенного состояния (рис. 1.93). В зависимости от величины газосодержания на приеме насоса диспергатор AGH может применяться со стандартным модулем и газо-сепаратором [9].
Рис. 1.93. Диспергатор AGH фирмы REDA
111
Газосепараторы китайского производства
Одним из главных производителей газосепараторов в Китае является фирма Тетрех. В конструкцию газосепаратора этой фирмы включены следующие элементы, повышающие надежность:
1) концевые радиальные керамические подшипники;
2) гильзы из закаленной стали для защиты корпуса от воздействия перекачиваемой жидкости.
Конструкция центробежного газосепаратора практически повторяет конструкцию аналогичного газосепаратора фирмы REDA.
Виды производимых устройств, страны и фирмы изготовители представлены в табл. 1.15 [3].
Таблица 1.15
Газосепараторы для ЭЦН
Производители газосепараторов: Центробежные Вихревые Гравитационные
Страна Фирма
Россия МНГ и МНГК, MH гсл, МНГБ5 — —
США REDA ARS, 62GS, DRS-ES VGS 80-150 RF ARZ
ODI — RGV, KGV —
Centrilift FRS — —
ESP © — —
Словакия ZTS Фирма выпускает газосепараторы по лицензии фирмы REDA
Китай TEMPEX © — —
Примечание © — устройства изготавливаются, но обозначение устройства фир мой не приводится, -----------------устройства не изготавливаются
112
1.3. ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ И ИХ ГИДРОЗАЩИТА
Основным видом погружных электродвигателей, служащих для привода центробежных насосов являются асинхронные маслозаполненные двигатели с короткозамкнутыми роторами. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 мин '. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с различными обсадными колоннами. Мощность двигателей достигает 500 кВт. Напряжение тока у двигателей (400—3000 В) и сила рабочего тока (от 10 до 100 А) зависит от типоразмера двигателя. Величина скольжения составляет до 6 % [3].
Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.
Электродвигатель (рис. 1.94) состоит из статора 1, ротора 3, головки 5, основания 10 и узла токоввода 9.
Статор 1 представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали.
В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.
Внутри статора размещается ротор 3, представляющий собой набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с медными кольцами.
В головке электродвигателя размещен узел упорного подшипника 6, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора.
В нижней части электродвигателя расположено основание 10, в котором размещен фильтр И для очистки масла.
Секционные двигатели (рис. 1.95, 1 96) состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединений секций между собой последова-
8 Ивановским
113
8 A-A
Рис. 1.94. Конструкция односекционного электродвигателя:
1 — статор; 2 — обмотка статора; 3 — ротор; 4 — втулка подшипника; 5 — головка; 6— пята; 7— подпятник; 8 — клапан обратный, 9 — колодка, 10 — основание, 11 — фильтр, 12 — клапан перепускной; 13 — клапан обратный; 14 — крышка кабельного ввода; 15— крышка верхняя; 16 — муфта шлицевая, 17 — крышка нижняя
тельное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.
Статор
Статор состоит из корпуса, в который запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой стали. В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода.
114
2
Рис. 1.95. Конструкция секционного двигателя.
Секция верхняя:
1 — провод выводной с наконечником;
2 — шариковый перепускной клапан
Рис. 1.96. Конструкция секционного двигателя.
Секция нижняя:
1 — стопор; 2 — пружина; 3 — колодка межсекционная, 4 — провод выводной с гильзой
Корпус статора
Для изготовления корпусов статора используются трубы, выпускаемые по ТУ 14-3-1941-94 «Трубы стальные бесшовные холоднотянутые особовысокой точности для корпусов погружных электродвигателей и насосов»; ТУ 14-243-320-91 «Трубы стальные электросварные холоднотянутые и бесшовные холоднотянутые высокой точности для малогабаритных электронасосных установок»;
ТУ 14-3-1754-90 «Трубы стальные электросварные холоднотянутые высокой точности для корпусов погружных электродвигателей и насосов».
Размеры труб приведены в табл. 1.16 [3].
115
Таблица 1.16
Размеры труб для корпусов ЭЦН и ПЭД
Условный диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Толщина стенки, мм Предельные отклонения Материал
По внутреннему диаметру, мм По толщине стенки, %
с/с ММ
ТУ 14-3-1941-94; ТУ 14-3-1754-90
92x6 (Двн 80x6,0) 80,0 6,0 +0,12 +6,0 Сталь 35
103x5,5 (Двн 92x5,5) 92,0 5,5 +0,17 +0,05 +6,0
114x7,0 (Двн 100x7,0) 100,0 7,0 +0,12 +6,0
117x6,0 (Двн 105x6,0) 105,0 6,0 +0,17 +0,05 +6,0
123x6,5 (Двн 110x6,5) 110,0 6,5 + 0,17 +0,05 ±6,0
130x6 (Двн 118x6,0) 118,0 6,0 +0,17 +0,05 ±6,0
96x5 (Двн 86x5,0) 86,0 5,0 +0,17 +0,05 ±6,0
ТУ 14-243-320-91
86x5,5 (Двн 75x5,5) 75,0 5,5 +0,12 +0,25 Сталь 22 ГЮ
96x5,5 (Двн 85x5,5) 85,0 5,5 +0,17 +0,05 +0,25
86x5,5 (Двн 75x5,5) 75,0 5,5 +0,12 +0,33 Сталь 35
96x5,5 (Двн 85x5,5) 85,0 5,5 +0,17 +0,05 +0,33
96x5 (Двн 86x5,0) 86,0 5,5 +0,17 4-0.05 ±0,25 +0,33 Сталь 22 ГЮ 1 Сталь 35 1
Отклонение от прямолинейности внутренней поверхности (кривизна) по всей длине на один метр трубы не более 0,15 мм.
По длине труба изготавливается кратной мерной длине в пределах от 4000 до 9000 мм. Предел текучести металла труб должен быть не менее 392 Н/мм2 (40 кгс/мм2). Шероховатость внутренней поверхности соответствует значениям R а = 1,6—4,5 мкм ГОСТ 8733.
Магнитопровод
Магнитопровод шихтуется из отдельных листов отожженной электротехнической стали марки 2212 или 2215 по ТУ 14-1-3496-91.
Сталь поставляется в виде резаной ленты шириной 98, 100, ПО, 115, 120, 124, 130, 140, 180, 204 и 213 мм, толшиной 0,50 мм со следующими требованиями:
— по толщине — повышенной точности прокатки;
— по ширине — повышенной точности изготовления;
— по серповидности — повышенной точности изготовления. Разнотолщинность рулона стали (без покрытия) в пределах 0,01 мм.
Сталь поставляют в термически обработанном состоянии с двухсторонним электроизоляционным покрытием «Изорт». Покрытие соответствует следующим требованиям [3]:
— толщина по одной стороне ленты — не более 0,005 мм (5 мкм);
— электрическое сопротивление, приведенное к 1 см2 поверхности, при давлении контактов 5 кгс/см2 (0,5 МПа) — не менее 10 Ом-см2;
— сохранять электроизоляционные свойства после нагрева до 700 °C в течение 2 часов в слабоокислительной атмосфере (вакуум 101 мм ртутного столба);
— не отслаиваться при изгибе образца;
— быть стойким к маслам МАПЭД и МДПЭ при температуре 180 °C;
— не ухудшать штампуемости стали.
Магнитные свойства стали:
— удельные магнитные потери Р 1,5/50 не более 4,6 Вт/кг;
— магнитная индукция В 2500 не менее 1,60 Тл.
Немагнитные пакеты набирают из листов, наштампованных из немагнитной кремнисто-марганцовой бронзы марки БрКМцЗ-1 с химическим составом по ГОСТ 18175-86. Для штамповки немагнитных листов статора используется лента ДПРНТ толщиной 0,5 мм.
117
Обозначение:
Д — холоднотянутая,
ПР — прямоугольная форма сечения,
Н — нормальная точность изготовления,
Т — твердая (ов от 590 до 760 МПа), по ГОСТ 4748-92.
Допускается замена бронзы на немагнитную нержавеющую сталь марки 12Х18Н9 или 12Х18Н10Т ГОСТ 4986-79.
Немагнитные пакеты служат опорами для подшипников ротора. Такие упрочненные немагнитные пакеты исключают износ расточки статора под корпусами подшипников и тем самым снимают необходимость перешихтовки статора при капитальном ремонте.
Длина статора до 6,5 м. Наличие промежуточных опорных поверхностей для подшипников накладывает повышенные требования к точности диаметральных размеров сердечника, прямолинейности и соосности статора относительно резьбовых поверхностей. При сборке сердечника выполняется ряд специальных операций, включающих ориентацию листов статора, дозирование отдельных наборов на технологических оправках, запрессовку наборов листов в строго ориентированном состоянии в корпус статора, окончательную их запрессовку и закрепление.
Пазы для протяжных обмоток ПЭД применяются полуоткрытые или закрытые.
После запрессовки листов статора в корпус контролируется прямолинейность статора. При неудовлетворительной прямолинейности внутренней расточки статор подлежит правке на специальной установке.
Отклонение от прямолинейности внутренней поверхности (кривизна) по всей длине не более 0,15 мм на метр.
Обмотка статора
Обмотка статорная, однослойная, протяжная, катушечная выполняется проводом по ТУ 16-705.159-80 «Провода обмоточные теплостойкие с пленочной полиимидно-фторопластовой изоляцией».
Основные технические данные проводов представлены в табл. 1.17 [3].
Изоляция обмоточных проводов типа ППИ-У и ПЭИ-200, выпускаемых в России и СНГ, выполняется из пленки марки ПМФ-С-351 и ПМФ-С-352 по ТУ 6-19-226-83 «Пленка поли-
118
Таблица 1.17
Сравнительные данные обмоточных проводов
Тип испытаний Марка провода, страна-изготовитель
ППИ-У, СНГ Изоляция-Каптон, Австрия Изоляция -Каптон, Швейцария REDA, США
Наружный диаметр провода, минимальный мм, 2,56 2,50 2,51 3,45
Диаметр жилы, мм 2,24 2,24 2,24 3,15
Сопротивление изоляции провода, Ом-м 2,0 х Ю12 2,3 х Ю12 1,4 х 1012 2 х IO'2
Пробивное напряжение изоляции провода, кВ, среднее не менее 12,0 12,45 13,3 15,9
Число двойных ходов иглы, миним. (испытание на истирание) 125 152 162 —
имидная ПМ с фторопластовым покрытием (пленка ПМФ) и пленки Кантон типа РМ», выпускаемой рядом зарубежных фирм. Полиимиднофторопластовые пленки имеют высокую диэлектрическую прочность, выдерживают рабочую температуру до 200 °C. Они обладают высоким сопротивлением проколам, истиранию и другим механическим нагрузкам, которые возникают как в процессе обмотки статора, так и при эксплуатации ПЭД.
Основой ее является полиимидная пленка, которая с одной или обеих сторон покрыта фторопластом для придания ей запе-каемости. Слой фторопласта уменьшает влагопоглощение и проницаемость водяных паров. Изоляция из пленки ПМФ обеспечивает замоноличивание обмотки при пропитке ее различными лаками и компаундами.
Пленки выпускаются двух типов:
— с односторонним фторопластовым покрытием (индекс 351);
— с двусторонним фторопластовым покрытием (индекс 352).
119
Пример условного обозначения пленки марки ПМФ-С с двусторонним фторопластовым покрытием, шириной 20 мм, толщиной 60 мкм, толщиной пленки основы 40 мкм:
пленка ПМФ-С-352, 20 мм, 60/40 мкм, ТУ 6-19-226-83.
Пленка Каптон PN в отличие от пленки ПМФ обладает более высокой прочностью адгезионного или сварного соединения фторопласта с медной жилой, фторопласта с фторопластом и фторопласта с полиимидом. Это достигается за счет применения технологического процесса нанесения пленки Тефлон (фторопласт) на основу — полиимидную пленку — методом ламинирования [3].
Перед обмоткой статора в пазы укладывают гильзу из изоляционного материала.
В качестве выводных концов обмотки статора используется многожильный провод марки ПФС или ПФТ, который при помощи медной гильзы припаивается к концам обмотки статора. Выводной провод изготовлен из многожильного медного провода с электрически и механически прочной изоляцией. Провод устойчив к воздействию масел.
Ротор
Ротор погружного электродвигателя короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, пакеты ротора, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулки.
Пакеты ротора изготавливаются из отштампованных листов электротехнической стали марки 2212 или 2215, количество пакетов зависит от мощности двигателя.
Обмотка пакета ротора выполнена из медных стержней и медных короткозамыкающих колец. Короткозамыкающие кольца набираются из отдельных штампованных медных листов или из медных колец, полученных методом порошковой металлургии.
Пайка короткозамыкающих колец со стержнями выполняется медно-фосфористым припоем токами высокой частоты.
Пакеты ротора насаживаются на вал группами по 3—4 пакета. Группа пакетов фиксируется на валу стопорными кольцами так, чтобы был гарантирован зазор 2—3 мм, компенсирующий тепловые расширения во время работы.
120
Поочередно с пакетами на вал устанавливают радиальные пары трения: подшипники и втулки подшипников.
Подшипник в электродвигателе серии ЛВ5 выполнен из стали 20Х и снабжен подпружиненным стопором, который фиксирует в специальном пазу немагнитного пакета статора положение подшипника, предотвращая его проворачивание в расточке, препятствуя тем самым ее изнашиванию.
Втулки подшипников выполнены из бронзо-графита методом порошковой металлургии. В соответствии с ТУ 0220167-230-82 «Заготовка спеченная втулки подшипника электродвигателя серии ПЭД» заготовка изготавливается из шихты следующего состава:
медный порошок марки ЦМС-1 по ГОСТ 4960-75, %.....................от 81,5 до 86,5
оловянный порошок марки П02
по ГОСТ 9723-73, %..........................от 7 до 9
никелевый порошок марки ПНК-ОТ-2
по ГОСТ 9722-79, %..........................от 4 до 6
графитовый порошок марки ГК-3 по ГОСТ 4404-78, %.........................2,5 до 3,5.
Свойства спеченных заготовок соответствуют следующим требованиям:
общая пористость, %.......................от 15 до 25
плотность, кг/м3, не менее...................6000,0
твердость, не менее.........................55 HRC
Во втулках имеются радиальные отверстия, по которым в зону трения «подшипник — втулка» поступает масло.
В двигателях унифицированной серии ПЭД модернизации М втулки подшипников металлокерамические, а корпуса выполнены из чугуна «нирезист» с запрессованными стальными втулками и имеют устройство, обеспечивающее механическое стопорение их от проворота в расточке статора.
В конструкции электродвигателей серии ПЭДУ применены подшипники скольжения, у которых в качестве пары трения используются металлофторопластовые втулки и стальные втулки, насаженные на вал. Металлофторопластовая втулка изготавливается из металлофторопластовой ленты вальцеванием и калибровкой. Основу составляет стальная лента (сталь 08—10 по
121
ГОСТ 1050-88), омедненная с двух сторон. На одной стороне нанесен пористый слой из сферических частиц бронзы (диаметр 0,1 мм) толщиной 0,3...0,4 мм. Объем пор составляет 30...40 %. Поры на всю глубину заполнены фторопластом-4ДВ в смеси с дисульфидом молибдена (75 и 25 % соответственно). Металлофторопластовая втулка запрессована в корпус подшипника, выполненного из немагнитного материала [3].
В корпусе подшипников имеются осевые каналы (отверстия), предназначенные для прохода и циркуляции диэлектрического масла.
Вал ротора пустотелый, выполнен из высокопрочной стали марки АЦ28ХГНЗФТ, высокой точности со специальной отделкой поверхности по ТУ 14-1-4398-88.
Прутки для изготовления валов имеют диаметры 24,99; 29,99; 34,99 мм; длину — до 8 м; диаметр осевого канала — 7,1—8,2 мм.
В валу просверлены радиальные отверстия, которые должны совпадать с радиальными отверстиями во втулках подшипников.
Регулировка совпадения радиальных отверстий достигается за счет плоских стальных регулировочных шайб толщиной 0,5 мм, надеваемых на вал. Вместе с регулировочными шайбами ставятся шайбы из стеклотекстолита СТЭФ1 толщиной 2 мм по обе стороны втулки подшипника, выполняющие роль пары трения с торцом радиального подшипника.
Основание электродвигателя расположено в нижней части двигателя и служит для размещения фильтра, обратного клапана для закачки в двигатель масла, перепускного клапана и магнитов для улавливания продуктов износа. Основа фильтра — фильтрующий элемент из мелкоячеистой латунной сетки 016Н ГОСТ 6613-86.
Перепускной клапан обеспечивает сообщение полости электродвигателя с компенсатором при использовании гидрозащиты типа 1Г.
Головка, пята, подпятник
Головка представляет собой сборочную единицу, расположенную в верхней части двигателя (над статором). В головке размещен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайних радиальных подшипников ротора, узлов токовво-
122
да и пробки, через которую производится закачка масла в протектор при монтаже.
Осевые нагрузки ротора двигателя воспринимают пята и подпятник. Пята выполнена из стали 20Х с последующей цементацией поверхности пары скольжения и термообработкой до 57— 63 HRC. В пяте в радиальном направлении имеется два (ЛВ5) или четыре (ПЭДУ) отверстия, которые выполняют роль турбинки для создания циркуляции масла во внутренней полости двигателя.
Подпятник изготавливается из бронзы с нанесенным слоем баббита марки Б83 или композиционных материалов.
Подпятники выполняются со сферическим основанием и имеют шесть сегментов с баббитовым слоем, которые установлены на отдельных стержнях (ножках). Сферическое основание предназначено для самоустановки и центрирования.
Подпятники, изготовленные методом порошковой металлургии, выполнены из антифрикционного материала на основе меди. Конструкция подпятника обеспечивает заход смазочно-охлаждающей жидкости в зону трения. Используемый для подпятника материал сочетает в себе высокие механические и антифрикционные свойства, наличие в его составе твердых смазок — графита и дисульфида молибдена — позволяет применять этот порошковый материал даже в условиях сухого трения. Подпятники из композиционных материалов обеспечивают высокий коэффициент использования материала, низкий коэффициент трения (0,01-0,03) [3].
Узел токоввода
Узел токоввода служит для питания обмотки статора и содержит кабельную муфту и электроизоляционную колодку (рис. 1.97). В колодке размещены составные электрические контакты, связанные с выводами обмотки статора. Соединение кабельной муфты с головкой ПЭД герметично, при этом электрические контакты узла токоввода находятся в полости двигателя, заполненного диэлектрическим маслом.
Колодка имеет три отверстия для установки контактных гильз и центральное отверстие для прохода диэлектрического масла. Она выполнена из электроизоляционных пластмасс типа АГ4.
123
Рис. 1.97. Токоввод погружного электродвигателя
Выводной провод обмотки статора с впаянным наконечником имеет резьбовое окончание для соединения с контактной гильзой Материал выводного провода типа ПФС или ПФТ, наконечник выполнен из меди.
Контактная гильза выполнена из латуни, имеет в осевом направлении разрезы, а в верхней части кольцевую пружину, которая предназначена для сжатия лепестков гильзы. В нижней части контактной гильзы имеется резьбовое отверстие, которое предназначено для соединения составных контактов (наконечника и гильзы). В отверстиях колодки токоввода имеются буртики, удерживающие гильзу с наконечником от перемещения в осевом направлении.
Установленные в колодке контакты (гильзы) имеют незначительную свободу перемещения, что обеспечивает их самоуста-новку при соединении с контактами кабельной муфты.
124
После сборки двигатель заполняется специальным диэлектрическим нагревостойким маслом, обладающим высокими смазывающими свойствами. Цель заполнения двигателя маслом — зашита двигателя от проникновения в его полость окружающей пластовой жидкости, охлаждение обмоток и смазывание подшипников. Двигатели заполняются диэлектрическим маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ.
Циркуляция масла внутри двигателя осуществляется из полости фильтра по внутреннему отверстию в валу через пяту — турбинку, затем масло поступает для смазки радиальных подшипников, откуда попадает в зазор между статором и ротором и возвращается к фильтру.
Циркулирующее внутри двигателя масло передает тепло статору и через железо и корпус статора — омывающей двигатель пластовой жидкости.
В двигателях серии ПЭД применяются масла: трансформаторное, типа МА-ПЭД8, МА-ПЭД12, МДПЭ (табл. 1.18) [3].
Таблица 118
Характеристики масел для погружных двигателей
Показатель Тип масла
МДПЭ МА-ПЭД8 МА-ПЭД12 Трансформаторное
Плотность, г/см3 0,850 0,870 0,865 0,895
Вязкость, сСт при 50 °C при 100 °C 7,54 8,0 12,0 3,3 9,0 2,7
Температура застывания, °C, не выше минус 45 минус 45 минус 25 минус 45
Температура вспышки, °C, не выше 150 135 170 135
Удельное объемное сопротивление, Ом см, при 20 °C 1,1013 1,1014 1,1014 1,10“
Электрическая прочность 50 Гц и 20 °C, кВ, не менее 40 40 40 40
125
Секционные двигатели
Двигатели мощностью более 180 кВт диаметром 123 мм, более 90 кВт диаметром 117 мм, 63 кВт диаметром 103 мм и мощностью 45 кВт диаметром 96 мм — секционные (см. рис. 1.97 и 5.98). Конструкции узлов секционирования двигателей диаметром 123, 117, 103 и 96 мм идентичны.
Соединение корпусов — фланцевое, валов — шлицевой муфтой. Электрическое соединение обмоток секций осуществляется штепсельным разъемом. Вверху нижней секции расположена межсекционная колодка из АГ-4, которая снабжена подпружиненным стопором, предохраняющим ее от проворачивания.
В колодку вворачивается упор, который открывает шариковый клапан при сочленении нижней и верхней секций, соединяя их полости для прохода масла.
Электрические контакты выводных проводов с гильзой (в нижней секции) и выводных проводов с наконечником (в верхней секции) аналогичны контакту «муфта кабельного ввода — колодка кабельного ввода» в односекционных двигателях.
В головке нижней секции размещен ловитель для установки правильного положения секций и защите наконечников выводных проводов при сочленении. Обмотки секций соединены последовательно.
Структура условного обозначения типа электродвигателей российского производства представлена на рис. 1.98 [3].
ЭД X XXX -XXX X
|___ Электродвигатель
Исполнение по стойкости к коррозии (отсутствие буквы — нормальное, К — коррозионностойкое)
Условная мощность, кВт Диаметр корпуса, мм Расположение статора электродвигателя относительно торна секционирования (отсутствие буквы — без торца для секционирования, В — над торцом секционирования, С — между торцами секционирования, Н — под торцом секционирования)
Рис. 1.98. Структура условного обозначения типа погружного электродвигателя
126
Технические данные и типовые нагрузочные характеристики ПЭД российского производства приведены таблице 1.19 и на рис. 1.99 и 1.100 [3, 5].
Теплостойкость обмоточных проводов электродвигателя обычно ограничивается температурой 130 °C. С учетом перегрева двигателя за счет потерь энергии в нем и с учетом теплоотвода от деталей двигателя, температура окружающей среды ограничена у большинства двигателей 90 °C.
В последние годы все более широкое применение находят в нефтяной промышленности теплостойкие двигатели, предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 120 и даже до 150 °C.
Др кВт
Рис. 1.99. Нагрузочные характеристики ПЭДУ45-103В5
127
Таблица 1.19
Параметры погружных электродвигателей
Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии ПЭД модернизации М ТУ 3381-026-21945400-97
Обозначение Мощность, кВт Рабочее напряжение, В Рабочий ток, А КПД, % Cos (р Скольжение, % Минимальная скорость охлаждающей жидкости, м/с
1 2 3 4 5 6 7 8
ЭД12-117М 12 380 26 84,0 0,85 5,0 0,05
ЭД16-117М 16 750 18,5 84,0 0,85 5,0 0,05
ЭД22-117М 22 750 24 84,5 0,85 5,0 0,05
ЭД28-117М 28 900 26 84,5 0,84 5,0 0,08
1ЭД32-117М 32 750 35,5 85,0 0,84 5,0 0,08
ЭД32-117М 32 1000 26 85,0 0,86 5,0 0,08
ЭД40-117М 40 1200 27 84,5 0,85 5,0 0,08
1ЭД45-117М 45 1000 36,5 85,0 0,86 5,0 0,08
ЭД45-117М 45 1400 26 85,0 0,86 5,0 0,08
ЭД50-117М 50 1400 28 84,5 0,86 5,2 0,12
ЭД56-117М 56 1400 31,5 84,5 0,86 5,2 0,12
1ЭД63-117М 63 1000 51,5 85,0 0,85 5,2 0,30
ЭД63-117М 63 2000 25 85,0 0,85 5,2 0,12
ЭД70-117М 70 1500 38 85,0 0,85 5,2 0,30
ЭД40-117МВ 40 800
ЭД40-117МН 40 800
В сборе 80 1600 39 84,5 0,86 5,2 0,30
ЭД45-117МВ 45 1000
ЭД45-117МН 45 1000
В сборе 90 2000 37 85,0 0,85 5,2 0,30
ЭД50-117МВ 50 1000
ЭД50-117МН 50 1000
В сборе 100 2000 38,5 85,0 0,85 5,2 0,30
ЭД63-117МВ 63 1000
ЭД63-117МН 63 1000
В сборе 125 2000 51,5 85,0 0,85 5,2 0,30
ЭД70-117МВ 70 1000
ЭД70-117МН 70 1000
В сборе 140 2000 53,5 84,5 0,85 5,2 0,30
128
Продолжение табл. 1.19
1 2 з 4 5 6 7 8
Двигатели асинхронные погружные унифицированной модернизации Л ТУ 26-06-1553-94серии ПС
ЭД16-117ЛВ5 16 500 25,5 84,5 0,86 5,2 0,05
ЭД22-117ЛВ5 22 750 23,5 84,5 0,86 5,2 0,05
ЭД32-117ЛВ5 32 1000 25,5 84,5 0,86 5,2 0,08
ЭД45-117ЛВ5 45 1400 25,5 84,5 0,86 5,2 0,08
ЭД63-117ЛВ5 65 2000 25,0 84,5 0,86 5,2 0,12
ЭДС90-117ЛВ5 90 2000 36,5 84,5 0,85 5,0 о,з
ЭДС125-117ЛВ5 125 2000 50,0 84,5 0,86 5,0 0,3
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД ТУ 3381-027-00220440-97 диаметром корпуса 103 мм
ЭД16-103 16 500 27,5 81,0 0,83 5,0 0,05
ЭД22-103 22 750 25,5 81,5 0,82 5,0 0,05
ЭД32-103 32 1000 27,5 81,0 0,83 5,0 0,08
ЭД45-103 45 1300 29,7 81,0 0,84 6,0 0,08
ЭДС63-103 63 2000 27,0 81,0 0,83 5,5 0,12
ЭДС90-103 90 2000 38,7 81,0 0,83 5,5 0,12
Двигатели асинхронные погружные ТУ УЗ. 10-00216852-021-97 и ТУ У 23914062.001-98
ЭД16-103 16 530 26,0 80,5 0,83 6,2 0,06
ЭД22-103 22 700 27,0 80,5 0,83 6,2 0,06
ЭД32-103 32 1000 27,5 80,5 0,83 6,2 0,06
ЭД45-103 45 1050 37,0 79,5 0,84 7,2 0,08
ЭДС63-103 63 1450 37,5 80,5 0,83 6,2 0,12
ЭДС90-103 90 2100 37,0 79,5 0,84 7,2 0,3
ЭД 16-117 16 600 21,5 84,5 0,87 5,0 0,06
ЭД22-117 22 850 20,5 84,5 0,86 5,2 0,06
ЭД32-117 32 1100 23 84,5 0,87 5,0 0,06
ЭД45-117 45 975 37,0 84,5 0,86 5,2 0,08
ЭД63-117 63 1400 36,0 84,5 0,86 5,2 0,12
ЭДС90-117 90 1950 37,0 84,5 0,86 5,2 0,3
ЭДС125-117 125 1950 51,0 84,5 0,86 5,2 0,4
ЭД90-123 90 2200 32,5 84,5 0,87 5,0 0,3
ЭД С 180-123 180 2150 66,0 84,5 0,87 5,0 0,6
ЭДС250-123 250 2250 87,5 84,5 0,87 5,0 0,8
ЭДС180-130 180 2300 61,0 85,0 0,87 5,0 0,6
ЭДС250-130 250 2300 85,0 85,0 0,87 5,0 0,8
ЭДС360-130 360 2300 122,5 85,0 0,87 5,0 1,0
9 Ивановский
129
Продолжение табл. 1.19
1 2 з 4 5 6 7 8
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД Диаметром корпуса 96 мм ТУ 3381-018-00220440-94
ЭД 16-96 В5 16 500 29,2 79,0 0,80 6,0 0,06
ЭД22-96 В5 22 700 28,7 79,0 0,80 6,0 0,06
ЭД32-96 В5 32 1000 29,2 79,0 0,80 6,0 0,06
ЭДС45-96 В5 45 1400 28,7 79,0 0,80 6,0 0,09
ЭДС63-96 В5 63 2000 29,2 79,0 0,80 6,0 0,12
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 НО 120 Pv кВт
Рис. 1.100. Нагрузочные характеристики ПЭДУ63-117В5
130
Если невозможно выполнить двигатель необходимой мощности в одном корпусе, двигатель может быть составлен из двух секций, подобно тому, как составляются секционные насосы.
В шифре электродвигателей, например, ПЭДС-90-117В5 приняты следующие обозначения: ПЭД — погружной электродвигатель, С — секционный, 90 — номинальная мощность (кВт), 117 — внешний диаметр двигателя (в мм), В5 — исполнение двигателя, соответствующее климатическим условиям применения (В — для всех макроклиматических районов на суше и на море) и категории размещения (5 — при повышенной влажности).
Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащи-ты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоляцию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя.
В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г.
Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора, который устанавливается между насосом и двигателем, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя [3].
Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 1.101) состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и основания, последовательно соединенных между собой резьбой.
На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. Осевые нагрузки через пяту воспринимаются верхним и нижним подпятниками. На обоих концах вала — шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцовых уплотнения, зафиксированные пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диафрагмы — верхняя и нижняя, концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы сообщается при
131
1 2 3 4 5 7 6 3 8 IS 9 10 II 12 3 13
14
Рис. 1.101. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г:
1 — головка; 2 — ниппель верхний; 3 — подшипник; 4 — торцовое уплотнение; 5 — ниппель; 6 — корпус верхний; 7 — диафрагма верхняя; 8 — ниппель нижний; 9 — диафрагма нижняя; 10 — подпятник верхний; 11 — пята; 12 — подпятник нижний; 13 — основание; 14 — клапан обратный; 15 — корпус нижний
соединении протектора с двигателем с его внутренней полостью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью верхней диафрагмы, а полость верхней диафрагмы продольными каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор заполняют маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.
Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.
При работе электродвигателя в процессе его включений и выключений масло, его заполняющее, периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагмы компенсатора.
В процессе работы происходит утечка масла через торцовые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора складывается, а диафрагмы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, тем самым выравнивая давления.
132
Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.
Компенсатор (рис. 1.102) расположен в нижней части двигателя и предназначен для выравнивания давления в двигателе и пополнения его маслом.
Рис. 1.102. Конструкция компенсатора гвдрозащиты типа Г:
1 — поршень автоматического клапана; 2 — диафрагма
Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому крепится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затрубным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Пробка, расположенная на наружной поверхности компенсатора, предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутренне отверстие под заглушку — для выхода воздуха при заполнении его маслом, а также для сообщения полости двигателя и компенсатора. После заполнения маслом компенсатора заглушка должна быть закрыта, а после монтажа установки и спуска ее в скважину заглушка автоматически открывается, при погружении компенсатора под уровень пластовой жидкости на 15—30 м.
В шифре гидрозащиты, например, 1Г51 приняты следующие обозначения: I — модификация, Г — тип защиты, 5 — условный размер обсадной колонны, 1 — номер разработки.
Кроме гидрозащиты типа Г, на нефтяных промыслах России нашла широкое применение гидрозащита типа П.
Основные составные части протектора типа П (рис. 1.103): вал, торцовые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидравлически между собой последовательно с помощью отверстий, выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотнений. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом.
133
9 10 11
Рис. 1.103. Конструкция протектора П:
1 — головка верхняя; 2 — трубка; 3 — пробка; 4 — пробка;
5 — корпус; 6 — диафрагма; 7 — пробка; 8 — пробка; 9 — диафрагма; 10 — подпятник; 11 — пята; 12 — торцевое уплотнение; 13 — вал; 14 — подшипник; 75 — трубка;
16 — трубка; 77 — корпус; 18 — нижняя головка
Торцовые уплотнения с двумя диафрагмами, закрепленными на цилиндрах, образуют верхнюю камеру над торцовым уплотнением, в районе верхней диафрагмы — среднюю камеру, в районе нижней диафрагмы — нижнюю камеру. Трубки между полостями камер расположены таким образом, что при движении сверху жидкость должна проходить по лабиринту и в двух местах этот путь механически разделяется двумя диафрагмами.
Полости, образованные диафрагмами, снабжены клапанами, через которые сбрасывается масло при избыточном давлении.
Заполнение полости протектора производится снизу. Диэлектрическое масло проходит по валу к трубке, через отверстия в трубе заполняет нижнюю полость, воздух и избыток масла через отверстия в трубе поступает в зону нижнего торцового уплотнения, заполняет его полость и под избыточным давлением через клапан выходит в следующую полость. Воздух выходит в отверстие ниппеля под пробку между нижней и средней камерами, а масло стекает на дно полости, заполняет ее до появления в отверстие под пробку и после ее закрытия пробкой продолжает поступать в полость верхней диафрагмы. Далее заполняют полости в средней и верхней камеры, при этом для удаления воздуха используются пробки в верхней головке.
Полости внутри диафрагмы защищены от проникновения пластовой жидкости по валу торцевым уплотнением. Нижний
134
конец диафрагмы протектора закреплен герметично, верхний имеет упругое крепление при помощи браслетных пружин, что позволяет осуществлять регулирование давления при температурных расширениях масла [3].
Для устранения перепада давления в верхней камере имеется трубка, через которую поступает пластовая жидкость в наружную полость, расположенную над диафрагмой средней камеры.
При работе двигателя масло расширяется, при этом растягивает резиновую диафрагму и прижимает ее к внутренней поверхности корпуса протектора. Лишний объем масла будет выдавлен через верхний конец диафрагмы, который имеет упругое крепление.
При остановке и охлаждении двигателя объем масла будет уменьшаться и резиновая диафрагма, воспринимая давление окружающей среды, будет втягиваться внутрь и пополнять маслом полость двигателя.
При последующем включении двигателя процесс изменения объема масла повторится, то есть при любых изменениях объема и давления масла диафрагмы будут «дышать» и отслеживать объем находящегося масла в двигателе и уравновешивать давление в его полости с давлением окружающей среды.
Основным узлом протекторов являются торцевые уплотнения, предназначенные для герметизации вращающихся валов диаметром 25 мм и 35 мм. Торцовые уплотнения производятся по техническим условиям:
• ТУ 3639-003-00217573-93. Торцовые уплотнения;
• ТУ 3632-14-00217573-97. Уплотнения УТ1Р.025;
• ТУ УЗ. 10-00216852-013-97. Уплотнения торцовые релито-вые серии 2Р;
• ТУ 3639-006-46874052-01. Уплотнения торцовые для гидрозащит погружных электродвигателей.
Уплотнения (рис. 1.104 и 1.105) состоят из двух колец (вращающегося и невращающегося), поджатых друг к другу пружиной. На вращающемся кольце установлен сильфон, обжимаемый каркасом, другой конец сильфона через обойму с корпусом поджимается к валу. На невращающемся кольце установлена манжета или резиновое уплотнительное кольцо.
135
Рис. 1.104. Торцовое уплотнение 1В:
1 — тарелка; 2 — корпус с поводком, 3 — пружина; 4 — кольцо нажимное, 5 — кольцо вращающееся, б — кольцо неподвижное, 7 — манжета
Рис. 1.105. Торцовое уплотнение 2Р:
1 — сильфон; 2 — кольцо запорное, 3 — обойма, 4 — кольцо; 5 — каптлцб вращающееся, 6 — каркас, 7 — пружина, 8 — кольцо
136
Конструкция уплотнения обеспечивает постоянный натяг на вторичном уплотнении (сильфоне), что повышает надежность крепления уплотнения на валу и гарантирует герметичность вторичного уплотнения.
Благодаря высокой износостойкости пары трения можно неоднократно притирать.
Двигатели фирмы REDA
Двигатели рассчитаны на работу в скважинах с температурой откачиваемой жидкости до 200 °C. Также выпускаются двигатели в коррозионно-стойком исполнении.
Технические характеристики электродвигателей представлены в табл. 1.20 и 1.21 и рис. 1.106 [3].
Таблица 1.20
Электродвигатели серии 375, 50 Гц, односекционные, диаметр — 95,3 мм
Мощность, л.с. Напряжение, В Ток, А Длина, мм Масса, кг
6 342 14,0 1950,7 94,5
9 325 20,5 2530,0 123,0
13 333 28,0 3383,0 164,0
16 239 51,0 4236,7 207,0
16 322 38,0 4236,7 207,0
19 275 51,5 4816,0 233,6
21 308 51,0 5425,4 300,0
21 417 37,0 5425,4 300,0
21 525 30,0 5425,4 300,0
21 633 25,0 5425,4 300,0
Многосекционные двигатели 375 серии имеют мощности от 25 до 106 л.с. Максимальное количество секций — 5.
137
Таблица 121
Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
Мощность, л.с. Напряжение, В Ток, А Длина, мм Масса, кг Тип
1 2 3 4 5 6
10 375 17,5 1310,6 1310,6 97,5 S ит
16 375 26,5 1676,4 1706,9 112,5 S ит
16 566 17,5 1676,4 1706,9 112,5 s ит
21 400 33 2042,2 2072,6 138,3 S ит
21 658 20 2042,2 2072,6 138,3 S ит
26 375 44 2407,9 2438,4 164,2 S ит
26 758 22 2407,9 2438,4 164,2 S ит
31 375 53 2773,7 2804,2 191,4 s ит
31 604 33 2773,7 2804,2 191,4 s ит
42 396 67 3505,2 3535,7 243,6 s ит
42 700 37,5 3505,2 3535,7 243,6 S ит
42 800 33 3505,2 3535,7 243.6 S ит
42 1129 25 3505,2 3535,7 243,6 s ит
52 750 44 4236,7 4267,2 296,6 S ит
52 875 37,5 4236,7 4267,2 296,6 S ит
52 1000 33 4236,7 4267,2 296,6 S ит
52 1125 29,5 4236,7 4267,2 296,6 S ит
62 741 53.5 4968,2 4998,7 299.4 S ит
62 1120 35 4968,2 4998,7 299,4 S ит
62 1816 22 4968,2 4998,7 299,4 S ит
138
Продолжение табл 121
1 2 3 4 5 6
73 687 67 5699,8 5730,2 5760,7 383,3 S UT СТ
73 1041 44,5 5699,8 5730,2 5760,7 383,3 S UT СТ
73 1125 41 5699,8 5730,2 5760,7 383,3 S UTCT
73 1733 26,5 5699,8 5730,2 383,3 S иг СТ
84 816 64,5 6531,3 6431,3 6492,2 430,9 SUTCT
84 1133 48 6531,3 6431,3 6492,2 430,9 S ит СТ
84 2016 26 6531,3 6431,3 430,9 S ит
104 983 67 7894,3 7894,3 7955.3 542,0 S итст
104 1025 64,5 7894,3 7894,3 7955,3 542,0 S итст
104 1999 33 7894,3 7894,3 542,0 S ит
125 975 81 9357,4 9357,4 9418,3 662,2 S ит ст
125 1095 71 9357,4 9357,4 9418,3 662,2 s итст
125 2099 37,5 9357,4 9357,4 662,2 s ит
Примечание S — односекционныи электродвигатель, СТ — средний электродвигатель, СТ — верхний электродвигатель, LT — нижнии электродвигатель
Нижние электродвигатели имеются для всех типоразмеров
139
Рис. 1.106. Нагрузочная характеристика ПЭД серии 456 типа 91 производства фирмы REDA
140
В коррозионно-стойких двигателях корпусные детали выполнены из ферритной стали Redalloy (редаллой), содержащей 0,008 % углерода. Эти стали предназначены для условий работы в активно коррозионной среде. Редаллой выдерживает длительное воздействие пластовой жидкости с высоким содержанием углекислого газа и сероводорода. Покрытия из напыленного металла и на основе полимеров, по мнению фирмы, недостаточно эффективны из-за их повреждения при проведении спуско-подъемных операций, ремонте оборудования и его транспортировке [3, 9].
Жести (листы) статора и ротора штампуют из высококачественной электротехнической стали с высокими магнитными свойствами и равномерной толщиной по всей площади. Пазы статора имеют закрытую форму. Статор состоит из магнитных и немагнитных пакетов. Расположение магнитных пакетов совпадает с положением ротора, а немагнитные пакеты — под роторными подшипниками. Корпуса подшипников выполнены из закаленной азотированной стали, втулки — из бронзы. Стопорение корпусов подшипников в статоре отсутствует, а их проворот предотвращается за счет высокой точности изготовления. Зазор между ротором и статором — 0,5 мм. Вал двигателя полый, выполнен из высококачественной стали марки 4130. Кривизна вала и корпуса не превышает 0,028 мм на 1 м длины.
Обмотка статора выполняется впротяжку проводом с нагревостойкой изоляцией, состоящей из полиимидной пленки типа «Каптон», поверх которой имеется полиимидноамидное и поли-тетрафилюорэтиленовое покрытие. В качестве пазовой изоляции используются высокотемпературные ленты из пленки типа «Каптон» и стеклофторопласта, а также трубки из специальных теплостойких изоляционных материалов.
Статор после обмотки многократно пропитывается нагревостойким лаком на фенольной основе и запекается в печи. Выполненная таким образом обмотка допускает нагрев до 220 °C (собственный нагрев двигателя при полной нагрузке составляет 28 °C).
В двигателях фирмы REDA применяется масло Reda № 2 (торговое название Соннеборн 310).
Двигатель REDA, заполненный маслом Reda № 2, допускает эксплуатацию в пластовой жидкости, имеющей температуру до +149 °C.
141
Масло типа «Reda-2» имеет следующие характеристики:
Плотность при 15 °C, г/см3.....................0,87
Вязкость, мм2/с: при 99 °C....................................8,6
при 65 °C.....................................22,0
при 38 °C.....................................68,0
Температура, °C: вспышки......................................237
воспламенения.................................268
застывания....................................-20
Диэлектрическая прочность, кВ, не менее.........25
Смазывающие и противоизносные свойства масла, по данным фирмы, в 3 раза выше аналогичных показателей масел, применяемых другими изготовителями.
Электродвигатели комплектуются модульными протекторами с разделительными эластичными элементами, лабиринтами и торцовыми уплотнениями. Типы и массогабаритные характеристики модульных протекторов 387/456 серии представлены в табл. 1.22 [3].
Таблица 1.22
Модульные протекторы серии 387/456.
Минимальный размер обсадной трубы 5,5" (139,7 мм), наружный диаметр 98,3 мм
Наименование Длина, мм Масса, кг
Тип L (50 л.с. максимум) 1127,8 46,3
Тип LSL 1798,3 68,5
LSB-HL (150 л.с. максимум) 1798,3 70,3
BSL-HL (150 л.с. максимум) 1798,3 70,3
LSL-HL 1798,3 68,5
LSLSL 2499,4 86.2
LSLSL-HL 2499,4 86,2
LSLSL-HL (HS) 2499,4 86,2
LSLSB-HL (150 л.с. максимум) 2499,4 90,7
142
Модульная конструкция позволяет собирать различные типы протекторов, используя унифицированный набор деталей.
В протекторе устанавливаются торцевые уплотнения разных материальных исполнений.
Материалы деталей торцевого уплотнения типа 2100/S/ AR1C1/D фирмы John Crane (Джон Крейн): гибкие элементы (сильфон и Г-образное кольцо неподвижного седла): фторуглеродная резина (рабочая температура — до 150 °C); вращающийся торец: графит, пропитанный смолой; металлические детали; нержавеющая сталь марки 316; неподвижное седло: оксидалюминиевая керамика; пружина: нержавеющая сталь 316.
Технические характеристики уплотнений
Перепад давления через уплотнение, МПа (кг/см2).................0,3 (3)
Температура в полости уплотнения, °C...........до 150
Скорость вращения, об/мин......................3000 или 6000
Наработка на отказ, ч..........................22500
Утечка, см3/ч, не более.......................0,2
Потребляемая мощность, Вт, не более............70
Шероховатость пары трения, мкм, не более.......0,2
Неплоскостность, мм, не более..................0,0006
Отличительной особенностью уплотнения 2100 является передача крутящего момента на вращающийся торец за счет специальных зубцов держателя, а не за счет работы сильфона и пружины на скручивание, как в подавляющем большинстве конструкций других фирм [3].
Двигатели фирмы Centrilift
Технические характеристики двигателей представлены в табл. 1.23—1.27 [3].
143
Электродвигатели модели DME серии 375
Таблица 1.23
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц Напряжение, В/Ток, А, при 50 Гц Длина Вес
футы м фунты КГ
25 521/35 11,0 3,35 332 151
32 650/35 13,2 4,02 405 184
38 783/37 15,4 4,69 481 218
44 913/35 18,0 5,49 574 260
54 783/52 20,8 6,34 667 303
Приведенные ниже электродвигатели имеют двухсекционное исполнение.
Таблица 1.24
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц Напряж., В/Ток, А, при 50 Гц Длина Вес
Футы м Фунты КГ
63 925/52 26,4 8,05 856 388
77 1108/52 30,7 9,36 1,005 456
92 1058/65 36,2 10,98 1,191 540
108 1242/65 41,6 12,68 1,378 625
Приведенные ниже электродвигатели имеют трехсекционное исполнение.
Таблица 1.25
Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц Напряж., В/Ток, А, при 50 Гц Длина Вес
футы м фунты КГ
131 1496/65 51,6 15,73 1,716 778
147 1679/65 57,0 17,37 1,902 863
162 1852/65 62,5 19,05 2,088 947
144
Электродвигатели FME серии 450 односекционные
Таблица 1.26
Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц Напряжение, B/Ток, А, при 50 Гц Длина Вес
футы м фунты КГ
25 650/25 8,2 2,50 396 180
30 705/28 9,5 2,90 459 208
35 817/28 10,7 3,26 523 237
40 833/31 12,0 3,66 586 266
50 1058/31 13,2 4,02 649 294
60 1196/33 14,4 4,39 713 323
75 1446/34 17,1 5,21 840 381
85 1775/32 20,8 6,34 1,031 468
100 1779/36 23,4 7,13 1,158 525
120 1854/43 27,2 8,29 1,350 612
146 1904/50 32,2 9,81 1,605 728
Приведенные ниже электродвигатели имеют двухсекционное исполнение.
Таблица 1.27
Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
Мощность, Л.С., при 50 Гц Напряжение, B/Ток, А, при 50 Гц Длина Вес
футы м фунты КГ
170 1942/58 41,6 12,68 2025 918
188 2071/58 44,2 13,47 2363 1071
200 2200/58 46,8 14,26 2700 1224
Статор состоит из магнитных и немагнитных пакетов, имеющих полуоткрытый паз. Корпуса подшипников ротора имеют стопорящее устройство.
Валы двигателей изготовляют из мягкой магнитной стали с пределом текучести свыше 9 МПа. Кривизна вала, как и у фирмы REDA, составляет не более 0,028 мм на 1 м. Точно такие же требования для корпусов двигателя и насосов.
Обмотка статора каждой секции соединяется между собой последовательно, а нижней секции — в звезду.
10 Ивановский
145
Обмотка статора выполняется впротяжку круглым проводом, изолированным фторопластополиимидной пленкой, намотанной на провод четырьмя слоями вполнахлеста с перекрытием 55 %. Такая изоляция провода выдерживает нагрев до 200 °C.
Паз статора перед обмоткой изолируется гильзой, состоящей из двух слоев тефлона с прокладкой между слоями ленты из «Каптона». Обмотанный статор пропитывают эпоксидной смолой-лаком так, чтобы состав заполнил все пространство в пазу, и тщательно запекают. Выполненная таким способом обмотка статора надежна в эксплуатации, однако перемотка статора в случае ремонта крайне затруднена, так как эпоксидная смола практически не растворяется и ее необходимо выжигать, а это связано с трудоемкой очисткой пазов от смолы, возможной деформацией и порчей листов статора. Поэтому фирма выпускает также двигатели с обмоткой, пропитанной лаком на фенольной основе, что исключает трудности с перемоткой.
Двигатель заполняют специальным маслом «фризин» с температурой застывания минус 45 °C (масло «Reda» — минус 20 °C). Коррозионное действие на металл масла «фризин» по методике Пинкевича составляет 24 г/м2, масла «Reda-2» — 12, т.е. в 2 раза меньше.
Трущиеся детали (пята подшипника) при использовании масла «фризин» изнашиваются в 3 раза быстрее, чем, например, детали, смазываемые маслом «Reda-2». Масло «фризин» гигроскопичнее, хранится в закрытых банках.
Допустимая общая максимальная температура нагрева двигателя Centrilift с обмоткой, пропитанной эпоксидом, заполненной маслом «фризин», составляет 180 °C [3].
Внутри двигателя масло для охлаждения ротора и смазки подшипников циркулирует по отверстию в валу, а в обратном направлении — по двум продольным пазам, расположенным диаметрально противоположно по наружному диаметру вала. Циркулирующее в двигателе масло проходит через фильтр, где оно очищается от механических примесей. Кроме того, в зоне фильтра помещен магнит, улавливающий стальную пыль, образующуюся при износе деталей, и, возможно, оставшуюся в двигателе стружку.
Характеристика гидрозащиты фирмы Centrilift приведена в табл. 1.28 и 1.29 [3].
146
Секция гидрозащиты серии 400
Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
Таблица 1.28
Модель Описание Длина Вес
футы м фунты кг
05РВ Закрытого типа с эластомерной диафрагмой, двухкамерная, из малоуглеродистой стали 4,50 1,40 82 37
08РС Лабиринтного типа, двухкамерная, из малоуглеродистой стали 4,50 1,40 82 37
Секция гидрозащиты серии 400
Таблица 1.29
Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
Модель Описание Длина Вес
футы м фунты КГ
Р8Р С эластомерной диафрагмой, двухкамерная, малоугл. сталь 4,44 1,35 123 56
Р5В С эластомерной диафрагмой, трехкамерная, малоугл. сталь 5,60 1,71 158 72
Р5С Лабиринтного типа, трехкамерный, из малоуглерод. стали 5,60 1,71 158 72
Двигатели фирмы ESP и ZTS выпускаются по лицензии фирмы REDA и имеют те же самые характеристики, что и двигатели фирмы REDA.
Электродвигатели фирмы Temtex
Техническая характеристика электродвигателей китайской нефтяной корпорации Temtex — 114 серии, на 50 Гц, на температуру +90 °C, диаметр корпуса 114 мм представлена в табл. 1.30 [3].
147
Двигатели фирмы Temtex
Таблица 1.30
Мощность, кВт Ток, А Напряжение, В КПД, % Коэффициент мощности
16 33 405 83 0,82
20 33 506
24 33 607
34 33 810
34 33 912
44 39 950
46 39 1036
49 39 1209
54 39 1209
58 47 1073
Кроме того, Temtex выпускает электродвигатели по лицензии фирмы REDA серии 387, 400, 456, 540, в том числе на температуру +120 °C.
Погружные электродвигатели инофирм заполняются маслом под вакуумом, что обеспечивает практически полную дегазацию масла и отсутствие остатков (пузырей) воздуха в полости двигателя.
1.4. СИСТЕМА ТОКОПОДВОДА УСТАНОВОЪК ЭЦН
Электроэнергия подается к погружному электродвигателю от промысловой сети напряжением 380 В. Мощные установки питаются от сети напряжением 6000 В. Система токо-подвода состоит из станции управления, трансформатора, повышающего напряжение, и кабеля.
Станция управления позволяет осуществить ручной и автоматический запуск установки и ее остановку. При некоторых аварийных режимах станция управления автоматически отключает установку, например, при коротком замыкании в кабеле или двигателе, перегрузке двигателя (с выдержкой времени), значительной недогрузке двигателя, отключении напряжения в пи-
148
таюшей сети (с последующим автоматическим запуском при подаче напряжения), недопустимом снижении сопротивления изоляции системы кабель — двигатель. При электродвигателях мощностью от 28 до 100 кВт в качестве станции управления применяется комплексное устройство ШГС5805, а при мощности свыше 100 кВт — комплексное устройство КУПНА-79. Комплексное устройство ШГС5805 выполняется в металлическом шкафу одностороннего обслуживания с отсеком высокого напряжения (при напряжении выше 1000В). Комплексное устройство КУПНА-79 имеет шкаф двухстороннего обслуживания. Вероятность их безотказной работы — не менее 0,8 при наработке не менее 16 500 ч, срок службы до списания — 16 лет.
Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Рабочее напряжение двигателей составляет 470—2300 В. Кроме того, учитывается снижение напряжения в длинном кабеле. Трансформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением (циркуляция масла — безнасосная). Они предназначены для установки на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформатора имеется 5—10 ответвлений (отпаек), обеспечивающих подачу оптимального напряжения на электродвигатель. Например, у одного из трансформаторов мощностью 100 кВ-А пайки даны на напряжения 1170, 1108, 1045, 983 и 920 В. Масло, заполняющее трансформатор, имеет пробивное напряжение 40 кВ. В шифре трансформатора, например, ТМПН 100/3-73ХЛ1 приняты следующие обозначения: Т — трехфазный; М — маслозаполненный с естественной циркуляцией масла; ПН — для скважинных нефтяных насосов; 100 — номинальная мощность трансформатора, кВ-A; 3 — класс напряжения обмотки высокой стороны; 73 — год выпуска; ХЛ — климатическое исполнение (для макроклиматических районов с холодным климатом, при умеренном климате — У1; 1 — категория размещения (для работы на открытом воздухе) [3].
1.4.1. Устройства управления и защиты
Устройства управления обеспечивают питание, Управление работой погружной насосной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.
149
Устройства управления УЭЦН изготавливаются различных типов, которые определяются системой энергоснабжения скважины, мощностью управляемого электродвигателя, климатическим исполнением и количеством управляемых насосных установок.
Устройства управления выпускаются в соответствии со следующими нормативными документами:
Устройства комплектные серии ШГС5805 ТУ УЗ.18-002-1652-006-95;
Устройства комплектные серии ШГС5806 ТУ 16-90ИНБЮ.674591.077 ТУ;
Комплектные устройства серии КУПНА-83ТУУЗ. 10-00216852-017-98;
Станции управления погружным электроцентробежным насосом СУПЭН У1 ТУ 3430-007-00110473-96;
Станция управления электродвигателями погружных насосов и станков-качалок типа СУРС 1 ТУ 3416-001-10489924-97;
Комплектные трансформаторные- подстанции серии КТППН ТУ 16-530.292-83;
Комплектные трансформаторные подстанции для кустов скважин серии КТППН КС ТУ 16-674.055-85.
По отдельному заказу поставляются комплектные устройства ШГС 5810 для УЭЦН (разработчик и изготовитель ОАО СКТБПЭ «Потенциал», Украина) и Ирби 61-СУ (НПФ «Ирбис», Новосибирск, Россия).
Устройство комплектное предназначено для наружной установки в условиях умеренного климата при температуре окружающей среды от -40 до +40 °C.
Питание погружного электродвигателя осуществляется от трансформатора ТМПН, который в состав комплектного устройства не входит.
Комплектное устройство выполнено в виде металлического шкафа (двухстороннего обслуживания) наружной установки.
Аппараты, находящиеся под напряжением выше 660 В, а также выключатель (разъединитель) и силовые предохранители расположены в отдельном отсеке, имеющем механическую блокировку, предотвращающую доступ в отсек при включенном выключателе (разъединителе).
Аппараты управления, сигнализации и контроля выведены на переднюю дверь шкафа. Лицевые части аппаратов управле
150
ния, сигнализации и контроля закрываются дополнительной дверью с уплотнениями, предохраняющей их от воздействия внешней среды.
На боковой стенке шкафа установлен пакетный выключатель и разъем для подключения переносных силовых токоприемников (с током фазы не более 60 А). Силовой штепсельный разъем механически сблокирован с пакетным выключателем. Блокировка не позволяет оперировать штепсельным разъемом при включенном пакетном выключателе.
На крыше устройства установлен светильник типа «Маяк», мигающий при аварийном отключении установки или горящий ровным светом при открытой двери комплектного устройства.
Функционально комплектное устройство состоит из силовой цепи, по которой происходит питание погружного насосного агрегата и системы управления и защиты.
Работа системы управления и защиты обеспечивается блоком БРГ01-81УХЛ2 (ТУ УЗ. 10-00216852-005-95).
Блок осуществляет сбор информации о состоянии погружного электродвигателя, обрабатывает полученную информацию и оперирует в заданном режиме коммутационным аппаратом устройств управления, обеспечивая управление работой насосной установки и защищая ее от аномальных режимов, вызванных нарушениями как в погружной системе, так и в системе питания.
Блок предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды от -60 до +40 °C, и поэтому при установке внутри шкафа устройств управления климатического исполнения У (для умеренного климата) и УХЛ1, УХЛ2 (холодного климата) не требуется дополнительного подогрева.
Комплектное устройство ШГС5805-49АЗУ1 (ТУ УЗ. 10-00216852-00-95)
Расшифровка условного обозначения ШГС5805 приведена на рис. 1.107.
Технические характеристики устройства ШГС5805-49АЗУ1, его габаритные и установочные размеры представлены в табл. 1.31 и рис. 1.108 [3].
151
ШГС5805 - 4 9 X 3 У 1 Обозначение серии (класс, груп-_______________________________па, порядковый номер устройства)
Номинальный ток силовой цепи
_____________________(4-до 250 А)_________________
Напряжение силовой цепи до
_________________2300 В_______________________
Модификация (А — основное исполнение, Т — с термоманомет-_____________рической системой)___________ Напряжение цепи управления
_________(360 В) _____________________ Климатическое исполнение (для ______________________________________умеренного климата)_ Категория размещения (наружная установка)
Рис. 1.107. Условное обозначение ШГС 5805
Таблица 1.31
Технические характеристики устройства ШГС5805-49АЗУ1
Наименование параметра Значение параметра
Напряжение питающей сети, В 380
Максимальный ток, потребляемый от питающей сети, А, не более 250
Мощность управляемых электродвигателей, кВт 16-90
Максимальный номинальный ток 50
Максимальное номинальное напряжение 2300
Номинальное напряжение цепей управления, В 380
Номинальный ток цепей управления, А 6
Потребляемая мощность устройства, Вт, не более 400
Масса устройства, кг, не более 270
Устройство предназначено для наружной установки в условиях умеренного климата при температуре окружающей среды от -40 до +40 °C.
152
750+10
Рис. 1.108. Габаритные и установочные размеры комплектного устройства ШГС5805-49АЗУ1
Блок управления устанавливается внутри низковольтного отсека шкафа устройства управления и крепится к панели с помощью болтов.
Электрическая связь блока управления с остальными элементами устройства управления осуществляется с помощью разъема.
Передняя панель блока управления образуется из передних панелей ячеек управления, на которых расположены органы настройки, регулирования и сигнализации.
Блок управления БРГ01-81УХЛ2 предназначен для непрерывной работы и выполняет следующие функции.
— выдачу сигнала на включение и отключение коммутационного аппарата, управляющего электродвигателем насосной установки;
— работу электродвигателя насосной установки в режимах: «ручной», «автоматический», «автоматический по задаваемой временной программе»;
153
— ручной и автоматический режимы работы устанавливаются в зависимости от положения переключателя выбора режима работы устройства управления;
— автоматический режим по задаваемой временной программе устанавливается тумблером на ячейке АПВ блока управление в положении «П».
Перевод устройства в режим «автоматический по задаваемой временной программе» может производиться на работающей установке без ее остановки.
Блок управления БРГ01-81УХЛ2 защищает погружной электродвигатель от аномальных режимов во всех режимах управления, отключая его при перегрузке, недогрузке, снижении напряжения питания электродвигателя ниже 0,75 U, а также может блокировать включение электродвигателя при турбинном вращении.
Защита электродвигателя от перегрузки осуществляется путем выбора максимального тока фазы.
При наличии управляющего сигнала (например, о снижении сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель») блок управления может осуществлять быстродействующую защиту от перегрузки.
Настройка защиты от перегрузки может осуществляться как по номинальному, так и по рабочему току погружного электродвигателя.
Блок управления обеспечивает долговременное запоминание срабатывания защиты, которое не теряется при исчезновении напряжения питания и не допускает повторного включения на вышедший из строя двигатель.
Повторное включение возможно только после подачи сигнала деблокирования запоминания защиты.
Защита от недогрузки в блоке управления осуществляется по активному току с коррекцией по напряжению, что исключает ложные отключения насосной установки при колебаниях напряжения питающей сети.
Отключение при недогрузке происходит с выдержкой не более 45 с.
Настройка уставок срабатывания защиты от недогрузки и перегрузки производится потенциометрами «Недогрузка» и «Перегрузка», расположенными в блоке измерительного прибора.
154
Настройка защиты от недогрузки может производиться с учетом степени загрузки насосной установки по загоранию в блоке управления светодиода, индицирующего начало недогрузки.
Блок управления позволяет, по усмотрению потребителя, устанавливать режим работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки, либо без автоматического повторного включения.
В режиме без автоматического повторного включения после срабатывания защиты от недогрузки включение электродвигателя насосной установки можно произвести только после подачи сигнала деблокирования на блок управления.
Блок управления обеспечивает автоматическое включение насосной установки с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин после:
— подачи (или восстановления) напряжения;
— срабатывания защиты от перегрузки, если срабатывание произошло по сигналу об отклонении контролируемой величины (например, напряжения питающей сети) за пределы рабочей зоны после восстановления контролируемой величины.
Выдержка времени на автоматическое включение задается потребителем путем установки ручки МИН на ячейке АПВ на нужную отметку шкалы.
Блок управления обеспечивает защиту от недопустимого снижения или превышения давления в нефтепроводе (по сигналам контактного манометра), а также долговременное запоминание срабатывания защиты, которое не исчезает при потере напряжения.
Наличие этой защиты не допускает повторное включение насосной установки на неисправный нефтепровод.
Повторное включение можно произвести только после подачи сигнала деблокирования запоминания срабатывания защиты.
Блок управления позволяет обеспечить выбор режима работы насосной установки с защитой или без защиты от турбинного вращения погружного электродвигателя.
В режиме работы с защитой от турбинного вращения можно производить пуск насосной установки при выходе из строя обратного клапана. Блокирование этой защиты позволяет производить пуск установки в слабофонтанирующих скважинах.
155
Блок управления обеспечивает сигнализацию причины отключения электродвигателя, выполненную на светодиодах, и выдачу сигналов на устройства сигнализации, в том числе и на «Маяк».
Особенностью блока управления БРГ01-81УХЛ2 является изготовление его в виде унифицированной кассеты со сменными функциональными ячейками с простой схемой определения неисправной ячейки. Такая конструкция позволяет производить ремонт блока управления на месте путем замены отказавшей ячейки.
К зарубежным аналогам комплектного устройства ШГС 5805-49АЗУ1 можно отнести следующие станции управления:
— станции управления фирмы REDA с блоком управления Redalert или К973;
— станции управления фирмы Centrilift или Electrostart с контроллером «Vortex».
Функциональные возможности комплектного устройства ШГС 5805 и его аналогов приведены в табл. 1.32 [3].
Комплектное устройство обеспечивает также возможность работы насосной установки при снижении (ниже уставки) сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель» с быстродействующим отключением от перегрузки и деблокирование запоминания срабатывания защит.
Комплектное устройство имеет индикацию текущих параметров работы насосной установки:
— тока нагрузки погружного электродвигателя в одной из фаз;
— напряжения питаюшей сети;
— сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель».
Кроме того, комплектное устройство обеспечивает возможность подключения к питающей сети с помощью штепсельных разъемов токоприемников с током фазы до 6 А (например, геофизических приборов) и токоприемников с током фазы до 60 А (например, сварочных аппаратов).
Комплектное устройство ШГС 5806 имеет конструктивные параметры и функциональные возможности такие же, как и ШГС 5805. Конструктивное отличие заключается в изменении расположении узла подключения ТМС.
156
Таблица 1.32
Функциональные возможности комплектного устройства ШГС 5805 и его аналогов
Функции, выполняемые устройствами ШГС 5805 Фирма REDA Фирма Centrilift
блок контроллер «Vortex»
Redalert К973
1 2 3 4 5
Режимы управления работой насосной установки: ручной; автоматический; автоматический по задаваемой временной программе; дистанционный + + + 1 + + + 1 + + + + +
Защита от аномальных режимов, вызванных нарушениями в системе питания: снижение напряжения ниже нормы; повышение напряжения выше нормы; нарушение порядка чередования фаз + + + + + +
Защита установки от аномальных режимов, вызванных нарушениями в погружной системе: перегрузка; недогрузка; асимметрия токов; снижение сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель» + + + + + + + + +
Отключение установки при недопустимом давлении на устье скважины: высоком; низком + + — + —
Автоматическое повторное включение: после восстановления напряжения; после недогрузки; устье скважины; после перегрузки, вызванной отклонением напряжения за пределы рабочей зоны + + + + + + + + +
157
Продолжение табл. 1.32
1 2 3 4 5
Запоминание срабатывания автоматического включения: при перегрузке; на устье скважины; обратном (турбинном) вращении электродвигателя + + + + + + +
Запрет чрезмерного количества автоматических повторных включений + +
Возможность выбора режима работы с АПВ и без АПВ после срабатывания защиты от недогрузки +
Индицируемые параметры работы насосной установки: ток электродвигателя; напряжение; сопротивление изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель»; коэффициент мощности; общее количество часов работы УЭЦН с момента установки; причины пяти последних остановок + + + II + + + + + + + + + +
Индикация параметров работы установки: стрелочные приборы; цифровой индикатор; экран дисплея + + + +
Индикация причины отключения-светодиоды; экран дисплея + + + +
Блокирование несанкционированных изменений уставок срабатывания защит +
Блокирование несанкционированных запусков после серьезных неполадок +
Связь с центральным компьютером + +
158
Комплектное устройство ШГС 5810 предназначено для управления установками ЭЦН в периодическом режиме и обеспечивает плавный пуск погружного электродвигателя, а также защиту и автоматизацию режимов работы этих установок.
Условия эксплуатации при температуре окружающего воздуха от -45 до +40 °C с микроэлектронной аппаратурой, предназначенной для работы при температуре до -50 °C.
Устройство обеспечивает регулирование откачки УЭЦН с плавным пуском электродвигателя без снижения надежности при частых пусках, обеспечивает все режимы управления и защиты, которое выполняет устройство ШГС 5805, а также осуществляет:
• индикацию (накопительным счетчиком) времени включенного состояния установки;
• индикацию количества циклов включения-отключения УЭЦН. Технические характеристики ШГС 5810 представлены в табл. 1.33.
Таблица 1.33
Технические характеристики ШГС 5810
Наименование параметра Значение параметра
Ток, потребляемый от сети, А не более 250
Мошность управляемых электродвигателей, кВт 16-90
Максимальный ток питания электродвигателя, А 50
Максимальное напряжение электродвигателя, В 2300
Габаритные размеры, мм 1700x1000x500
Масса, кг 350
Комплектные устройства серии КУПНА-83 с блоком управления БРГ01-81УХЛ2 предназначены для управления и защиты мощных погружных электродвигателей типа ПЭД (125, 180 и 250 кВт), типа ПЭДВ (от 125 до 630 кВт) и типа ПЭДП мощностью от 500 до 700 кВт (табл. 1.34) [3].
Устройства предназначены для наружной установки в условиях умеренного климата при температуре окружающей среды ±40 °C.
159
Таблица 1.34
Технические характеристики устройств серии КУПНА-83
Наименование параметра Значение параметра
Напряжение, В силовой цепи цепи управления не более 3000 380/220
Ток силовой цепи в зависимости от типоисполнения, А КУПНА83-29А2У1 КУПНА83-39А2У1 КУПНА83-49А2У1 100 160 250
Масса, кг, не более 900
Габариты, мм 2000x1410x900
Питание погружного электродвигателя и комплектного устройства осуществляется от трансформатора ТМ, ТМЭ или ТМПН (с напряжением вторичной обмотки 3,15 кВ), которые в состав комплектного устройства не входят.
Габаритные и установочные размеры комплектных устройств приведены на рис. 1.109.
Комплектное устройство КУПНА-83 состоит из высоковольтного шкафа управления и низковольтного ящика управления.
Высоковольтный шкаф управления выполнен в виде металлического шкафа двухстороннего обслуживания с передними дверями и задним ограждением с механической и электрической блокировкой.
Механическая блокировка не позволяет открыть дверь при включенном разъединителе и отключать разъединитель при открытых дверях.
Электрическая блокировка обеспечивает отключение силового трансформатора, питающего насосную установку, при открывании дверей, а также включение и отключение высоковольтного контактора.
Низковольтный ящик управления установлен на левой боковине высоковольтного шкафа и представляет собой металлический ящик одностороннего обслуживания.
Аппараты управления, сигнализации и контроля выведены на дверь ящика управления и закрыты дополнительной дверью с уплотнениями, предохраняющей лицевые части аппаратов от воздействия внешней среды.
160
Рис. 1.109. Габаритные и установочные размеры комплектных устройств серии КУПНА-83
Функционально комплектное устройство состоит из силовой цепи, по которой происходит питание погружного электродвигателя насосной установки и системы управления и защиты.
Основной составной частью системы управления и защиты комплектных устройств КУПНА-83 является блок управления БРГ01-81УХЛ2, поэтому комплектное устройство обеспечивает выполнение всех функций управления и защиты блока управления, а также дополнительно осуществляет:
• дистанционное управление работой насосной установки с помощью внешних контактов путем изменения состояния;
• деблокирование памяти срабатывания защит. Сигнализация причины отключения в комплектном устройстве обеспечивается сигнальными лампами и приборами.
Комплектные устройства КУПНА-83 обеспечивают все функции, присущие станциям типа ШГС.
Н Ивановский
161
Кроме того, комплектные устройства КУПНА-83 обеспечивают возможность подключения геофизических приборов через розетку на 250 В с током 6 А, а также внутреннее освещение высоковольтного шкафа.
Станция управления СУПЭН-1 предназначена для управления и защиты погружных электродвигателей серии ПЭД мощностью от 14 до 100 кВт.
Функциональные и технические возможности станций управления СУПЭН-1 идентичны ШГС5805-49АЗУ1.
Станция управления электродвигателями погружных насосов и станков-качалок типа СУРС-1 предназначена для управления, защиты и регулирования скорости вращения погружных электродвигателей ПЭД мощностью до 55 кВА.
Станция предназначена для работы при температуре окружающей среды от -60 до +40 °C и относительной влажности воздуха не более 80 %.
Расшифровка условного обозначения станции СУРС-1 представлена на рис. 1.110 [3].
СУ PCI - 55 - XXX - ХХХХ - УХЛ1
| ___________________________Тип станции________________
Максимальная выходная мощ-
___________________________ность, кВА_________________
Предельное значение рабочего
_____________________тока, А____________________
1 - для погружных насосов
2 - для станков-качалок
3 - для длинноходовых глубин-
______________ных установок______________ 1 - без автоматического управления частотой
2-е автоматическим управле-
_____________нием частотой______________ 1 - без термоманометрической системы
2-е термоманометрической
___________системой___________________
1 - без системы передачи данных
__________2-е системой передачи данных Климатическое исполнение по ГОСТ 15150
Рис. 1.110. Условное обозначение станции СУРС-1
162
Питание станции осуществляется от сети переменного тока напряжением 380 В с частотой 50±2 Гц. Напряжение сети должно быть не менее 15% и не более 10% от номинального; максимальная электрическая мощность подключаемого электродвигателя 55 кВА; максимальный рабочий ток 100 А; режим работы станции продолжительный; степень защиты — 1Р43; диапазон регулирования частоты напряжения питания электродвигателя 6—60 Гц; пуск двигателя осуществляется на частоте напряжения питания электродвигателя 6±0,1 Гц.
Станция обеспечивает:
1) включение и отключение электродвигателя в ручном и автоматическом режимах;
2) выбор режима работы с автоматическим периодическим включением и отключением насосной установки по заданной временной программе;
3) отключение с автоматическим повторным включением (АПВ) с регулируемой выдержкой времени;
4) запрещение включения при нарушении прямого чередования фаз питающего напряжения;
5) запрещение включения при включенном блоке функционального контроля (БФК);
6) отключение при недогрузке с выдержкой времени на срабатывание защиты 60+5 с;
7) автоматическое повторное включение после отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 12 с до 205 мин;
8) выбор режима с АПВ после срабатывания защиты от недогрузки или без АПВ;
9) отключение без АПВ по следующим причинам:
— перегрузка электродвигателя;
— двукратное превышение рабочего тока любой из фаз питающего напряжения;
— внутреннее или внешнее короткое замыкание;
— превышение напряжения питания выше 25% номинального;
— снижение на 25 % напряжения на конденсаторах гашения тиристоров;
— снижение на 25 % напряжения на конденсаторах защиты;
— снижение сопротивления изоляции системы «кабель — электродвигатель» ниже 30 кОм;
163
10) световую индикацию о понижении сопротивления изоляции системы «кабель —электродвигатель» ниже 100 МОм;
11) световую индикацию о причине отключения;
12) ручной сброс блокировки по аварийным отключениям;
13) контроль входного линейного тока;
14) световую индикацию о режиме ожидания пуска в соответствии с выставленной задержкой включения либо задержкой АПВ;
15) световую индикацию наличия напряжения управления;
16) световую индикацию включения силового магнитного пускателя;
17) световую индикацию готовности питания блока управления;
18) световую индикацию (мигающую) нахождения тока двигателя в зоне недогрузки;
19) световую индикацию (мигающую) нахождения тока двигателя в зоне перегрузки;
20) световую индикацию о включении блока функционального контроля;
21) запоминание причин восьми последних отключений. Запоминание сохраняется после кратковременных (до 2,5 ч) отключений питающего напряжения;
22) возможность настройки на месте эксплуатации зашит от перегрузки и недогрузки;
23) возможность подключения с помощью розетки на напряжение 220 В приборов мощностью до 400 Вт;
24) торможение электродвигателя при турбинном вращении с последующим разгоном до заданной частоты вращения;
25) проверку функционирования блока управления, органов управления и индикации и блоков запуска тиристоров с помощью встроенного блока функционального контроля без включения силового напряжения;
26) цифровую индикацию частоты напряжения питания электродвигателя с точностью до 0,1 Гц;
27) плавное регулирование частоты напряжения питания электродвигателя от 6 до 60 Гц;
28) пуск двигателя с малыми пусковыми токами;
29) автоматический вывод на установленную частоту вращения после любого отключения;
30) наброс частоты в диапазоне 0—4 Гц в зоне недогрузки при возникновении газовых пробок в насосной установке.
164
Время вывода на максимальную частоту вращения составляет 40 + 2 с.
Масса станции 465 кг. Габаритные размеры 2060x1156x530 мм.
Станция СУРС-1 выполнена в металлическом шкафу двухстороннего обслуживания. Спереди шкаф закрыт двумя дверями. Верхняя дверь закрывает доступ к блоку управления, панели предохранителей и трансформаторов тока, коммутационной аппаратуре. На верхней двери установлена передняя панель, на которой расположены органы управления и индикации. Передняя панель закрывается отдельной дверью.
Нижняя дверь закрывает доступ к силовому блоку регулятора частоты.
Задняя дверь закрывает доступ к блоку питания, задней части блока управления и задней части силового блока регулятора частоты.
Все двери шкафа имеют герметичные уплотнения и запираются на специальные замки одним ключом.
В нижней части шкафа расположены жалюзи для входа охлаждающего воздуха.
С задней стороны шкафа в жалюзи имеется отверстие для ввода силовых кабелей.
В верхней части шкафа под передним и задним козырьками расположены жалюзи для выхода охлаждающего воздуха. На верхней крышке шкафа установлены петли для строповки станции.
Передняя нижняя и задняя двери, закрывающие доступ к открытым токоведущим частям станции, имеют электрическую блокировку, отключающую напряжение питания станции при их отпирании.
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППН (ТУ 16-530.292-83)
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППН предназначены для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов добычи нефти мощностью от 16 до 125 кВт из одиночных скважин [3].
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН могут использоваться также для питания электродвигателя станков-качалок с током нагрузки до 60 А.
165
В зависимости от номинальной мощности трансформатора КТППН выпускаются трех типоразмеров:
КТППН-100/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью 100 кВА;
КТППН-160/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью 160 кВА;
КТППН-250/10-82УХЛ1 — с трансформатором мощностью 250 кВА.
Комплектные трансформаторные подстанции предназначены для наружной установки и эксплуатации в условиях холодного климата (УХЛ) при температуре окружающей среды от -60 до +40 °C. Технические параметры КТППН приведены в табл. 1.35.
Комплектная трансформаторная подстанция КТППН состоит из разъединителя, шкафов ввода и трансформатора, шкафа аппаратуры среднего и низкого напряжения (шкаф СНН).
Технические параметры КТППН
Таблица 1.35
Наименование параметра Тип КТППН
100/10-82УХЛ1 160/10-82УХЛ1 250/10-82УХЛ1
Номинальная мощность трансформатора, кВА 100 161 233
Номинальное высшее напряжение (ВН), кВ 6 или 10 6 или 10 6 или 10
Пределы регулирования среднего напряжения (СН), В от 846 до 1602 от 444 до 1208 от 1652 до 2406
Номинальный ток обмотки среднего напряжения (СН), А 36 77 56
Напряжение обмотки низшего напряжения (НН), В 400 400 400
Номинальная мощность обмотки низшего напряжения, кВА 50 75 75
Габаритные размеры, мм 5100 х 3250 х 1630
Габаритные размеры, транспортные, мм 2285 х 3300 х 1630
Масса, кг, не более: с тоансЛооматооом 2450 2690 2920
без трансформатора 1765
166
Шкафы КТППН соединяются друг с другом болтовыми соединениями.
Разъединитель устанавливается на шкафу ввода и крепится к нему.
В шкафу трансформатора размещаются силовой трансформатор, трансформатор собственных нужд и предохранители.
Особенностью силового трансформатора является возможность работы в режимах питания погружного электродвигателя или питания ремонтного фидера или станка-качалки.
При работе в режиме питания погружного электродвигателя питание фидера или станка-качалки невозможно.
В режиме питания ремонтного фидера или станка-качалки невозможна работа погружного электродвигателя.
В шкафу среднего и низкого напряжения размещены:
— высоковольтный контактор;
— трансформаторы напряжения и тока;
— предохранители;
— низковольтное комплектное устройство (НКУ).
На двери НКУ расположены приборы и аппараты управления, контроля и сигнализации.
Для создания нормальных условий работы в зимнее время в шкафу СНН и в НКУ установлены нагревательные элементы, управление которыми осуществляется аппаратурой, расположенной в НКУ.
Если температура воздуха внутри НКУ ниже минус 30 °C, узел обогрева, контролирующий температуру в шкафу СНН, запрещает включение электроприводной насосной установки и включает нагревательные элементы. Когда температура внутри НКУ станет выше минус 30 °C, с узла обогрева поступит сигнал разрешения на включение электроприводной насосной установки и отключение электронагревателей.
Включение электронагревателей коридора обслуживания осуществляется вручную кнопочным выключателем.
Отключение обогрева коридора обслуживания производится вручную кнопочным выключателем или конечным выключателем при открывании двери шкафа СНН.
Если температура воздуха внутри шкафа превысит +50 °C, отключение обогрева коридора обслуживания произойдет автоматически.
167
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН имеют блокировки, не позволяющие:
— отключать главные ножи разъединителя под нагрузкой;
— открывать двери шкафов ввода, трансформатора, отсека контактора при отключенных заземляющих ножах разъединителя;
— отключать заземляющие ножи разъединителя при открытой двери шкафа ввода, трансформатора или отсека контактора;
— включать заземляющие ножи разъединителя при включенных главных ножах;
— включать главные ножи разъединителя при включенных заземляющих ножах;
— переключать обмотки силового трансформатора под напряжением и переводить в режим питания ремонтного фидера или станка-качалки (на напряжение 0,4 кВ) при незаземлен-ной нейтрали силового трансформатора;
— включать обогрев шкафа СНН при открытой двери.
Управление работой насосной установки и защита ее от аномальных режимов осуществляется системой управления, расположенной в НКУ.
Основной составной частью системы управления в НКУ КТППН является блок управления БРГ01-81УХЛ2, поэтому КТППН обеспечивает выполнение всех функций управления и защит блока управления, а также дополнительно осуществляет: — дистанционное управление работой насосной установки с помощью внешних контактов путем изменения их состояния;
— блокирование включения насосной установки при нарушении порядка чередования фаз питающего напряжения с автоматическим включением после восстановления порядка чередования;
— работу насосной установки при снижении (ниже уставки) сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель» с быстродействующим отключением при перегрузке;
— защиту насосной установки и блокирование ее включения при снижении сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель» с быстродействующим отключением при перегрузке;
— защиту насосной установки и блокирование ее включения при снижении сопротивления изоляции системы «кабель — погружной электродвигатель» ниже 30 кОм;
— деблокирование запоминания срабатывания защит.
168
Сигнализация причины отключения в КТППН обеспечивается сигнальными лампами и приборами.
Сигналом аварийного отключения является мигание светильника типа «Маяк», который установлен на шкафу аппаратуры среднего и низкого напряжения (СНН).
Комплектные трансформаторные подстанции КТППН обеспечивают индикацию текущих параметров работы насосной установки, а именно:
— напряжения питающей сети;
— тока нагрузки погружного электродвигателя;
— сопротивления изоляции системы «токоподвод — погружной электродвигатель». Конструкция КТППН предусматривает возможность подключения прибора учета электроэнергии и регистрирующего амперметра.
Кроме того, НКУ в КТППН позволяют при необходимости подключать:
— однофазные токоприемники на напряжение 220 В с током фазы до 40 А;
— трехфазные токоприемники на напряжение 380 В с током фазы не более 60 А;
— переносные токоприемники на напряжение 42 В с током фазы не более 10 А;
— геофизические приборы на напряжение 220 В с током фазы не более 6 А.
Комплектные трансформаторные подстанции для кустов скважин серии КТППНКС предназначены для энергоснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с погружными электродвигателями мощностью от 16 до 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин и четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ [3].
КТППНКС рассчитаны для эксплуатации в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
Комплектные трансформаторные подстанции серии КТППНКС изготовляются различных типоразмеров в зависимости от суммарной мощности силовых трансформаторов (650, 800, 950, 1100 или 1250 кВА) и номинального напряжения на стороне низшего напряжения (1,6 или 2,4 кВ), а также в зависимости от номинального напряжения на стороне высшего напряжения (6 или 10 кВ).
169
Масса КТППНКС не более 13300 кг; без трансформаторов — не более 6650 кг.
Габаритные размеры КТППНКС приведены на рис. 1.111.
Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС любого типоисполнения представляет собой утепленную кабину контейнерного типа и установленные рядом с ней силовые трансформаторы.
Рис. 1.111. Состав и габариты КТППНКС:
1, 2 — трансформаторы серии ТМПН; 3 - трансформатор серии ТМ; 4 — кабина контейнерная серии ККМ23.5ХЛ1
170
Внутри кабины размещены шкаф ввода, четыре силовых шкафа, шкаф управления, а также коридор обслуживания, который обеспечивает доступ к силовым шкафам и шкафу ввода через запирающееся ограждение.
Параметры КТППНКС приведены в табл. 1.36.
Параметры КТППНКС
Таблица 1.36
Тип КТППНКС Суммарная мощность силовых трансформаторов, кВА Номинальное напряжение на стороне высшего напряжения, кВ Номинальное напряжение на стороне низшего напряжения, кВ Номинальный ток на стороне высшего напряжения, А
5КТППНКС6 50/10/1,6-85- УХЛ1 ВН-6 кВ 650 6 1,6 63
5КТППНКСб50/10/1,б -85- УХЛ1 ВН-ЮкВ 650 10 1,6 40
5КТППНКС800/10/2.4 -85- УХЛ1 ВН-6 кВ 800 6 2,4 80
5КТППНКС800/10/2,4 -85- УХЛ1 ВН-ЮкВ 800 10 2,4 50
5КТППНКС950/10/2,4 -85- УХЛ1 ВН-6 кВ 950 6 2,4 95
5КТППНКС800/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-ЮкВ 950 10 2,4 60
5КТППНКС1100/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-6 кВ 1100 6 2,4 ПО
5КТППНКС1100/10/2,4 -85- УХЛ1 ВН-ЮкВ 1100 10 2,4 63
5КТППНКС 1250/10/2,4-85-УХЛ1 ВН-6 кВ 1250 6 2,4 125
5КТППНКС1250/10/2,4-85- УХЛ1 ВН-ЮкВ* 1250 10 2,4 75
* В условном обозначении типа КТППНКС цифра 5 — число применяемых трансформаторов; цифра 10 — класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; цифра 85 — год разработки.
171
Питание комплектных трансформаторных подстанций осуществляется от сети переменного тока напряжением 6 или 10 кВ частотой 50 Гц через разъединитель, который устанавливается на ближайшей к КТППНКС опоре.
Шкаф ввода является высоковольтным устройством, в котором расположены разъединитель, вентиляционные разрядники, обеспечивающие защиту от атмосферных перенапряжений в питающей сети, измерительные трансформаторы тока и напряжения, предохранители, обеспечивающие защиту трансформатора собственных нужд и трансформатора питания цепей управления от коротких замыканий, трансформатор питания цепей управления и обогрева, а также электронагреватели.
Силовые шкафы являются высоковольтными устройствами, в каждом из которых расположена аппаратура питания погружного электродвигателя (разъединитель, контактор), предохранители, обеспечивающие защиту трансформатора питания погружного электродвигателя от токов короткого замыкания и перегрузки, измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Шкаф управления является низковольтным устройством и осуществляет контроль тока, напряжения, электроэнергии, управление и защиту электроцентробежных насосов от аномальных режимов работы, обеспечивает управление системой ручного и автоматического подогрева, а также подключение электродвигателей станков-качалок, трехфазных передвижных токоприемников, замерных установок, блока местной автоматики.
Каждый из четырех управляемых погружных электродвигателей имеет собственные аппараты управления, сигнализации и контроля, которые выведены на дверцы шкафа управления.
Каждый электродвигатель имеет собственную систему управления, основной составной частью которой является блок управления БРГ01-81УХЛ2, поэтому КТППНКС обеспечивает выполнение всех функций управления и защиты блока управления насосной установки.
Комплектная трансформаторная подстанция обеспечивает также подключение:
— четырех устройств управления электродвигателями станков-качалок, общая мощность электродвигателей станков-качалок не должна превышать 240 кВА;
172
— трехфазных передвижных токоприемников на напряжение 380 В с током фазы до 60 А с помощью штепсельного разъема;
— геофизических приборов на напряжение 220 В с током до 6 А;
— переносных токоприемников на напряжение 36 В с током до 6 А;
— замерных установок и блока местной автоматики на напряжение 380 В с токами фаз до 25 А;
— резерва для других потребителей на напряжение 380 В с током фазы до 60 А.
Если температура воздуха внутри кабины КТППНКС ниже минус 30 °C, по сигналам датчиков температуры включаются обогреватели, расположенные в шкафах, и осуществляют подогрев аппаратуры.
Станции управления типа ИРБИ
Станции управления серии ИРБИ предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателями ПЭД и ПЭДУ мощностью от 16 до 125 кВт. Выпускаются по отдельному заказу три типа станций управления, различающихся по функциональным возможностям:
— нерегулируемые типа ИРБИ 640;
— с фазовым регулированием типа ИРБИ 641;
— с частотным регулированием типа ИРБИ 840.
Станции каждого из функциональных типов имеют три типоразмера в зависимости от требуемой мощности двигателя.
Технические характеристики станций управления типа ИРБИ 640 и ИРБИ 641 представлена в табл. 1.37 [3].
Станции обеспечивают работу в условиях, регламентированных для климатического исполнения УХЛ1 по ГОСТ 15150-69.
Все станции управления типа ИРБИ обеспечивают защитные функции, перечисленные выше для других станций управления.
Кроме того, станции управления типа ИРБИ обеспечивают следующие режимы работы:
— включение и отключение электродвигателя непосредственно оператором дистанционно с диспетчерского пункта, а также в программном режиме;
— «ручной» и «автоматический» режимы управления электродвигателем;
173
Таблица 1.31
Технические характеристики станций управления типа ИРБИ 640 и ИРБИ 641
Тип Рекомендуемая мощность двигателя, кВт Номинальный ток нагрузки, А Габаритные размеры, мм Масса, кг
ИРБИ 640-16 16 35 550x970x485 80 100 120
ИРБИ 640-45 45 100
ИРБИ 640-125 125 280
ИРБИ 641-16 16 35 550x970x485 80 100 120
ИРБИ 641-45 45 100
ИРБИ 641-125 125 280
— автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени после подачи напряжения питания;
— автоматическое повторное включение электродвигателя с регулируемой (раздельно для защиты от недогрузки и для других защит) выдержкой времени срабатывания защит;
— блокировку автоматического повторного включения электродвигателя после отключения по защитам при превышении заданного (раздельно для защиты от недогрузки и для других защит) количества разрешенных повторных пусков;
— возможность выбора активного и неактивного состояния защит;
— возможность индивидуального выбора режима перезапуска или блокировки после срабатывания защит;
— возможность введения задержки активизации защит сразу после пуска двигателя;
— задание уставки срабатывания защиты от недогрузки в % от номинального активного тока двигателя (от фактической нагрузки);
— раздельное задание времени включенного и отключенного состояния электродвигателя в программном режиме;
— задание желаемого пускового момента тока электродвигателя в % от номинального (только для регулируемых станций);
— сохранение заданных параметров работы при выключенном напряжении питания;
174
. отображение на цифровом индикаторе текущих значений фазных токов электродвигателя (в амперах), питающих напряжений (в вольтах), загрузки электродвигателя (в % от номинального активного тока), дисбаланса токов и напряжений (в %), времени до автоматического пуска (в минутах/секундах), значений сигналов на аналоговых входах, а также значений всех установленных параметров и текущих режимов работы, в том числе срабатывания конкретных защит;
— отображение на цифровом индикаторе текущих значений времени и даты;
— отображение на цифровом индикаторе в хронологическом порядке 65 последних изменений в состоянии электропривода (причин и времени включения и отключения электродвигателя);
— отображение на цифровом индикаторе общей наработки и общего числа пусков погружной установки;
— подключение с помощью трехфазного штепсельного разъема на 380 В переносных токоприемников с током фазы до 60 А;
— подключение с помощью розетки на 220 В геофизических приборов с током потребления до 6 А.
Для регистрации текущих параметров работы погружной электроустановки, а также для фиксации срабатывания защит служит сменный электронный блок памяти, в который заносятся текущие значения напряжения и тока двигателя, а также информация обо всех включениях, отключениях и срабатываниях защит. Периодичность записи текущих значений напряжения и тока в нормальных условиях составляет 8 часов, а при выходе из задаваемой зоны нормальной работы — 5 мин. Кроме того, фиксируются любые динамические изменения тока и напряжения. При пятиминутной записи блок памяти обеспечивает хранение информации, накопленной в течении 20 суток работы без отключений. Накопленная информация из блока памяти может быть считана в компьютер для визуального контроля и дальнейшей обработки.
Все станции управления имеют входы для подключения элек-троконтакгного манометра, а также входы (три логических и два аналоговых) для подключения системы телеметрии и встроенную систему контроля изоляции.
Возможна связь с системой диспетчеризации для приема и передачи информации по последовательному каналу.
175
Защита от срыва подачи работает по вычисленному значению активного тока, что позволяет более четко определять срыв подачи, особенно при малых уставках.
По заявке заказчика программа работы станции может быть дополнена или изменена.
Нерегулируемые станции управления ИРБИ 640 выполнены на базе однокристальной микро-ЭВМ и электромагнитного контактора. Могут работать в ручном или автоматическом режиме. Рекомендуется для работы в стабильных условиях с нечастыми пусками.
Станции управления с фазовым регулированием ИРБИ 641 выполнены на базе однокристальной микро-ЭВМ и тиристорного пускателя. Могут работать в ручном или автоматическом режиме. Позволяют ограничить пусковой ток на уровне от 2 до 6 1 ра6.
При использовании системы телеметрии позволяют поддерживать уровень жидкости в скважине в заданных пределах путем пусков и отключений установки.
Позволяют подрегулировать скорость в небольших пределах вниз от номинальной.
Рекомендуется для работы в стабильных условиях с частыми пусками, особенно в программном режиме.
Станции управления с частотным регулированием ИРБИ 840 выполнены на базе 16-разрядного процессора и силового транзисторного инвертора. Позволяют регулировать скорость в широких пределах как вниз, так и вверх от номинальной. Во всех режимах ток двигателя не превышает 1,5 Iра6. Станции могут работать как в режиме стабилизации скорости, так и в режиме стабилизации производительности.
При использовании системы телеметрии станция позволяет поддерживать в скважине жидкость на заданном уровне путем регулирования скорости двигателя.
Рекомендуется использовать при выводе скважины на режим после ремонта, а также в нестабильных условиях, например, при изменяющейся плотности жидкости и в иных сложных условиях.
176
1.4.2. Комплектные устройства зарубежных фирм
Комплектные устройства фирмы REDA
Технические характеристики комплектных устройств представлены в таблице 1.38 [3, 9].
Таблица 1.38
Технические характеристики комплектных устройств фирмы REDA
Тип Максимальная мощность, кВт Максимальное напряжение, В Максимальный ток, А Габариты, мм Масса, кг
DFH-2: 600
Габарит 2 46,7 45 927x559x211 59,0
Габарит 3 93,4 90 1181x584x211 81,6
Габарит 4 140 135 1435x635x211 118,8
MFH 155 1000 90 1727x668x516 240,4
MDFH 415 1500 160 1727x668x516 240,4
1512 1113 3900 165 1742x991x980 362,9
Функции управления и защиты обеспечивают электронными приборами типа Redalert с твердотельными и электромеханическими элементами схемы управления и контроллерами типа Keltrones К889 (КПЭД), К095 и L095 с дисплеем «Wellcom» с переводом с английского на русский (только для использования с К095). Оборудование может работать при температуре окружающей среды от -50 до +80 °C.
КПЭД К889 оснащен стандартными средствами токовой защиты. КПЭД является автономно работающим устройством, приспособленным для подключения к коммутационным панелям.
КПЭД К889 включает цифровой дисплей, на котором воспроизводятся параметры двигателя, уставки выключающего устройства, время, оставшееся до автоматического повторного включения, а также причина последнего отключения.
12 Ивановский
177
КПЭД К889 установлен в блоке низкого напряжения коммутационной панели. Все цепи управления могут быть подсоединены непосредственно к контроллеру. Применяются селекторные переключатели, кнопки и лампочки. Контакты выходного реле дают возможность осуществлять коммутацию фазы при подключении к новым коммутационным панелям или коммутацию нейтрали — при подключении к старым образцам коммутационных панелей.
КПЭД К889 непрерывно контролирует токи двигателя, электропитание контрольной цепи и состояние внешних контактов, производя отключение двигателя при аномальных режимах. После остановки двигателя из-за неполной токовой нагрузки, перебоев в электроснабжении, а также из-за срабатывания основного блокирующего устройства может быть произведено повторное автоматическое включение. Если остановка двигателя была вызвана перегрузкой по току, обратной последовательностью фаз или срабатыванием вспомогательного блокирующего устройства, КПЭД К889 обеспечивает заблокированное состояние. В этом случае перевод двигателя в рабочее состояние должен быть произведен оператором непосредственно на месте.
Для предотвращения отключений из-за неполной токовой нагрузки временно может быть использовано внешнее шунтирующее устройство.
На лицевой стороне коммутационной панели установлены переключатель «Ручн,—Откл,—Авт.», пусковая кнопка, а также лампы — индикаторы состояния. Во время работы насоса горит зеленая лампа; при остановке двигателя без включения устройства повторного запуска горит красная лампа; при остановке двигателя с включением устройства повторного запуска горит желтая лампа. Если контроллер отсчитывает время перед автоматическим повторным включением и аварийные сигналы отсутствуют, мигает желтая лампа.
Если переключатель «Ручн,—Выкл.—Авт.» находится в положении «Ручн.» и оба блокирующих устройства не сработали, насос может быть запущен нажатием на пусковую кнопку.
Для повторного включения двигателя после его остановки (по какой-либо причине) необходимо, чтобы оператор нажал на пусковую кнопку.
178
Если переключатель находится в положении «Авт.» и оба блокирующих устройства не сработали, насос запускается автоматически по окончании выдержки времени или нажатием на пусковую кнопку. После остановки насоса без срабатывания блокирующих устройств немедленно включается реле выдержки времени, отсчитывая время до автоматического повторного включения. Эго время воспроизводится на дисплее. Двигатель будет запущен автоматически по истечении выдержки времени.
Блокирующие устройства устанавливаются в исходное состояние нажатием пусковой кнопки.
На цифровом пятиразрядном жидкокристаллическом дисплее высвечивается статус аварийного состояния, значения токов и установок выключающего устройства. Мигающая первая цифра однозначно указывает на причину последнего отключения, вторая цифра соответствует выбранному измеряемому параметру, значение которого высвечивается тремя последними цифрами.
В отличие от контроллера К889, усовершенствованный контроллер К687 имеет такие конструктивные особенности, как дополнительные средства защиты, более совершенный дисплей, а также средства связи с системой SCADA.
Использование системы дистанционной индикации в контроллере К889 позволяет производить временное подключение для выполнения настройки или постоянное подключение для регистрации аварийных сигналов, обеспечивает быстрый доступ к рабочим данным и к параметрам аварийных сигналов; производит регистрацию причин, приведших к возникновению аварийных ситуаций; обеспечивает диагностирование установки ЭЦН, облегчающее обнаружение и устранение неисправностей.
Для предотвращения пуска двигателя в режиме обратного вращения в системе защиты устанавливается реле обратного вращения модели L881.
Комплектные устройства монтируются в шкафах для различных погодных условий:
Кеша 1 — шкаф общего типа;
Nema 3 — шкаф погодостойкого исполнения;
Nema 3R. — шкаф для эксплуатации в зоне повышенной влажности и дождя;
Nema 4 — шкаф для эксплуатации в условиях заносимой ветром пыли, дождя, снега и обледенения.
179
Специально для суровых условий Крайнего Севера и Сибири фирма REDA выпускает установку «FACTROL», представляющую собой единый агрегат, включающий станцию, электронный блок управления двигателем и трансформатор. Шкаф станции, входящий в состав «FACTROL Е», выполнен по стандарту Nema 4.
Для арктических условий установка «FACTROL» оборудована терморегулируемым воздухонагревателем, подсоединенным напрямую к выключателю со стороны входа и защищенным плавким предохранителем. При напряжении 380 В нагреватель развивает мощность 400 Вт и обогревает внутреннюю часть станции в установке «FACTROL».
Комплектные устройства фирмы Centrilift
Фирма предлагает полный ряд коммутационных электрощитов (табл. 1.39), в которых стандартным оборудованием является контроллер электродвигателя типа «ICS». Электрощиты Centrilift включают таймеры автоматического повторного пуска, таймеры полного отключения, молниеотводы и вакуумные контакторы [3].
Контроллер электродвигателя «ICS» выполняет все операции полного отключения и повторного пуска. В нормальном эксплуатационном режиме могут быть заданы и контролироваться следующие параметры: ток каждой фазы, коэффициент мощности, время до автоматического повторного пуска, время задержки при повторном пуске, точка перегрузки, точка недогрузки, точка завышенного напряжения, точка заниженного напряжения и фазовое вращение поступающего электропитания. На дисплее также выдается цифровое представление каждого эксплуатационного параметра.
Электрощиты Centrilift и согласованные с ними трансформаторы позволяют работать с любым сочетанием технических условий на подводимое электропитание и выдаваемую мощность.
В качестве защитного устройства фирма рекомендует установить вентилируемые выносные пункты подключения скважинного кабеля между колонной головкой и контроллером электродвигателя, чтобы избежать просачивания газа по кабелю в электрощит.
180
Таблица 1.39
Технические характеристики комплектных устройств фирмы Centrilift
Модель Мощность, кВА Напряжение, кВ Ток, А Высота Ширина Глубина Вес
ДЮЙМ СМ ДЮЙМ см ДЮЙМ см фунт КГ
2C-SSC 30 380 45 55 139 30 76 15 37 375 170
3C-SSC 60 380 90 55 139 30 76 15 37 380 172
4C-SSC 90 380 135 55 139 30 76 15 37 385 175
5C-SSC 180 380 270 55 139 30 76 15 37 390 177
1500-SSC 415 1500 160 79 182 36 91 30 66 775 190
2400-SSC 664 2400 160 79 177 36 86 30 81 800 378
3300-SSC 913 3300 160 79 177 36 86 30 81 800 378
4800-SSC 1660 4800 200 79 177 36 86 30 81 850 378
Комплектные устройства монтируются в шкафах погодостойкого исполнения Nema 3. Для арктических условий выпускаются помещения с обогревом и вентиляцией.
Габариты контрольных помещений для комплектных устройств, см: 108 кВт — 243x213x218
216 кВт - 254x224x260.
Комлектные устройства фирмы ESP
Технические характеристики комплектных устройств представлены в табл. 1.40 [3].
Таблица 1.40
Технические характеристики комплектных устройств ESP
Тип комплектного устройства Исполнение Максимальное напряжение, В Ток, А Габариты, дюйм Масса, фунт
DINAMAT1 С-600 Nema 2 600 20-45 72x29x22 475
Nema 3 45-90
Nema 4 90-135
Nema 5 135-200
DINAMAT1C -1500 Nema 3 1500 10-20 20-45 45-90 90-160 66x41x30 750
DINAMAT1C -2500 Nema 3 2500 35-70 70-115 115-160 66x41x30 750
DINAMAT1C -3000 Nema 3 3600 35-70 72x41x38 975
70-115
115-160
Работа системы управления и защиты обеспечивается контроллерами типа Vortex или Eliminatop. Фирма поставляет также щиты без контроллеров.
Основные элементы системы Vortex — контроллер VMC-100 и дисплей VMC-101, контроллера Eliminatop — программируемое микропроцессорное устройство 520СР.
182
1.4.3. Оборудование для регулировки частоты вращения валов погружных двигателей
Регуляторы частоты вращения позволяют перекачивать среду в более широком диапазоне объемов, чем это возможно при постоянной скорости, а также осуществлять плавный контролируемый пуск погружного асинхронного двигателя с ограничением пусковых токов на заданном уровне. Это повышает надежность УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотку двигателя при запуске установок, а также улучшает условия работы пласта при пуске скважины. Оборудование позволяет также в комплекте с установленной в УЭЦН системой телеметрии поддерживать заданный динамический уровень в скважине.
Регулирование частоты вращения вала центробежного насоса позволяет в широких пределах менять добывные возможности оборудования установок ЭЦН, например, подача насоса прямо пропорциональна частоте вращения вала, напор насоса зависит от частоты вращения в квадрате, мощность — в кубе {Q = f(n), Н = f (п2), N = f (п3)}. Регулятор частоты вращения позволяет также обеспечить плавный контролируемый пуск асинхронного ПЭД с ограничением пусковых токов.
Одним из методов регулирования частоты вращения ротора УЭЦН является регулирование частоты питающего погружной двигатель электротока.
Оборудованием для обеспечения этого метода регулирования оснащены станции управления российского производства СУРС-1, «Электон-05-160 (250)» и ИРБИ 840.
Станция управления с регулированием частоты вращения насосной установки «Электон-05-160 (250)» выпускаются ЗАО «ЭЛЕКТОН» (г. Радужный Владимирской обл.). При использовании указанной станции управления меется возможность запуска насосной установки по задаваемой программе, в ручном и в толчковом режиме, а также возможность стабилизации выходного напряжения.
Электронная и силовая части частотного регулятора размещены в корпусе станции управления «Электон-04».
183
Характеристика ' - Электон-05-3 60 (250)
Номинальное напряжение питания......... 380 В, 50± 1 Гц
Диапазон отклонения питающего напряжения от номинального.............±25 %
Номинальный ток первичной силовой цепи...........................не более 160 А
Номинальная мощность преобразователя......300 кВт
Мощность подключаемого электродвигателя... 75 кВт Температурный диапазон.....................-60 °C ...+40 °C
Степень защиты.............................IP43
Схема управления...........................контроллер «Электон»
Диапазон изменения частоты.................0,5 ... 60 Гц
Габаритные размеры......................... 1735x700x600
Масса......................................160 кг
Нефтяная электронная компания (НЭК, п.г.т. Полазна Пермской обл.) выпускает несколько типоразмеров станций управления установками ЭЦН, оснащенных регуляторами частоты [11].
ШГС 5805 НЭК Ф-500П. Стандартная станция управления ШГС5805 с установленным блоком плавного пуска ФАЗЕР-500П, блоком управления БРГ-01 и прибором контроля изоляции УКИ-140.
ШГС 5805 НЭК Ф-500Р. Стандартная станция управления ШГС5805 с установленным фазовым регулятор ФАЗЕР-500Р, блоком управления БРГ-01 и прибором контроля изоляции УКИ-140.
ШГС 5805 НЭК 4-200. Стандартная станция управления ШГС5805 с блоком управления БРГ-01 и установленным частотным преобразователем ЧАСТЕР-200.
ШГС 5805 НЭК МБ Ф-500П. Стандартная станция управления ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установленным блоком плавного пуска ФАЗЕР-500П.
ШГС 5805 НЭК МБ Ф-500Р. Стандартная станция управления ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установленным фазовым регулятором. ФАЗЕР-500Р.
ШГС 5805 НЭК МБ 4-200. Стандартная станция управления ШГС5805 с блоком управления мини-БЭУС и установленным частотным преобразователем ЧАСТЕР-200.
184
Станции управления «МАСУ» представляют собой станции управления погружным электронасосом нового поколения с микропроцессорным блоком управления.
СУ «МАСУ» оборудована утопленными дверями, практически исключающими несанкционированный доступ и взлом. Новая конструкция кабельного ввода в верхней части станции управления обеспечивает легкое и безопасное подключение силовых кабелей, полностью исключено протягивание погружного кабеля через вводные муфты. Конструктивное исполнение станции управления «МАСУ» предусматривает установку любого коммутационного аппарата: воздушного или вакуумного контактора, устройства плавного пуска или фазового регулятора «ФАЗЕР», частотного преобразователя «ЧАСТЕР». Новая конструкция вентиляционных отверстий исключает попадание снега и дождя внутрь, в свою очередь позволяет использовать в составе «МАСУ» мощные частотные и фазовые регуляторы.
Оборудование для регулировки частоты вращения валов ЭЦН фирмы REDA
Фирма REDA производит 5 типоразмеров устройства для бесступенчатого изменения частоты вращения электродвигателя (VSD), компоненты которых располагаются в вентилируемом шкафу исполнения Nema 1 для установки внутри помещений (табл. L41) [3, 9].
Таблица 1.41
Массогабаритная характеристика VSD
Обозначение Мощность, кВА Габаритные размеры, мм Масса, кг
10033987 (999730)* 74 165x762x432 181,4
1003995 (1001148) 108 1981x813x432 204,1
1004001 (1001155) 174 1981x965x508 353,8
1004019 (999763) 431 1651x1829x838 1270,1
* Обозначение оборудования на 50 Гц, поставляемое в СНГ.
185
Для условий Крайнего Севера и Сибири выпускаются терморегулируемые кабины для размещения оборудования с системой обогрева и охлаждения мощностью 10 кВт.
На базе VSD и трансформатора выпускаются установки для проведения испытаний с разными дебитами для точного определения коэффициента продуктивности или начального дебита скважин. Эта система в арктическом исполнении также монтируется в кабине
Устройство для бесступенчатого регулирования частоты вращения погружного электродвигателя SPEEDSTAR имеет преимущества по сравнению с приводами с полупроводниковыми управляемыми выпрямителями (ПУВ).
На входе используется трехфазный диодный выпрямитель для получения фиксированной величины постоянного напряжения. Диоды не требуют схемы управления и не чувствительны к фазе напряжения, как приводы с ПУВ. Проблемы коммутации, присущие приводам с ПУВ в диодном выпрямителе устранены. Исполнение преобразователя с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ) благоприятно сказывается на тепловом режиме погружного двигателя, так как выходной ток преобразователя содержит меньше гармоник, чем в преобразователе с ПУВ. Это уменьшение гармоник снижает вибрацию и позволяет работать двигателю более плавно при низких скоростях.
На выходе используется силовой транзистор, который является более эффективным, с точки зрения энергозатрат, коммутационным выходным устройством, чем полупроводниковые управляемые выпрямители. Отдельной цепи для коммутации тока, необходимой для запирания полупроводниковых управляемых выпрямителей, не требуется. Эти преимущества делают приводы с ШИМ более эффективными в работе, чем приводы с ПУВ.
Операторский интерфейс обеспечивает полный контроль и получение информации с помощью простой в использовании клавиатуры и большого, удобного для чтения, дисплея на жидких кристаллах, Все установки производятся путем выбора из меню и цифрового ввода данных. Не требуется ползунковых потенциометров для настройки. Интерфейс оператора также обеспечивает защиту двигателя и погружного
186
оборудования, указывая на ненормальные условия эксплуатации, такие как перегрузка двигателя по току. Он предусматривает запись последних событий в память, которые могут быть просмотрены на экране дисплея, либо распечатаны с помощью принтера, который может быть заказан отдельно. Принтерный порт является стандартным последовательным портом RS-232, который может сопрягаться как с компьютером, так и с принтером.
Все сообщения о состоянии оборудования и неисправностях, числовые значения и т.д. показываются на четырех строках дисплея на жидких кристаллах. Отсутствуют требующие интерпретации специальные символы или коды. Интерфейс оператора обеспечивает регистрацию 225 ситуаций оборудования с распечаткой в виде таблиц и 10-дневную, с 15-минутным интервалом, регистрацию тока двигателя, скорости и давления. Стандартное оборудование также включает в себя 8 вспомогательных конфигурируемых цифровых вводов, конфигурируемый потребителем релейный вывод и комплект индикаторных ламп «Включено/Отключено» для выводов.
Устройства для бесступенчатого изменения частоты вращения SPEEDSTAR снабжены широким рядом диагностических устройств, обеспечивающих быстрое и точное устранение неисправностей. Все диагностические сообщения показываются на панели интерфейса оператора.
Оборудование SPEEDSTAR имеет систему самодиагностики, позволяющую определять неисправности.
Устройство для бесступенчатого изменения частоты вращения SPEEDSTAR выполнено в сварном шкафу из листовой стали, изготовленном в соответствии со стандартом Nema 3 (IP53) и обработанном перед покраской фосфатным соединением. Агрегат защищен от атмосферных влияний уплотненной прокладкой дверью с тремя защелками Шкаф имеет отдельные отсеки для аппаратуры низкого и высокого напряжения.
Технические характеристики устройства SPEEDSTAR представлены в табл. 1.42 [3].
187
Таблица 1.42
Технические характеристики SPEEDSTAR
Параметр Значение параметра
Напряжение на входе Число фаз Частота на входе Напряжение на выходе Диапазон частоты на выходе КПД при полной нагрузке Выпрямительный блок Инверторный блок Тип инвертора Класс установки Конструкция шкафа Стандартные темпертурные условия работы Температура хранения Влажность Высота над уровнем моря 380/480 В перем, тока ±10% 3 50/60 Гц ±3 Гц От 0 до 96% входного От 30 до 90 Гц 98% Диодный Транзисторный С широтно-импульсной Nema 3 (1Р53) Сталь 12 сортамента От -18 до 50 °C От -30 до 65 °C _ . 100%, без конденсации 1000 м (при большей высоте указанные параметры должны быть уменьшены)
Оборудование для регулировки частоты вращения валов ЭЦН фирмы Centrilift
Технические характеристики систем управления «Электроспид ICS», выпускаемых фирмой, представлена в табл. 1.43 [3].
«Электроспид ICS» и согласующиеся с ним трансформаторы могут быть установлены в теплоизолированных контейнерах, что создает им регулируемую среду в условиях Крайнего Севера.
Оборудование для регулировки частоты вращения фирмы ESP
Фирма производит 8 типоразмеров регуляторов скорости (табл. 1.44) [3].
188
Таблица 1.43
Технические характеристики «Электроспид ICS»
Модель Выход Вход Высота Ширина Глубина Вес
кВА Ток, А Напр., В Ток, А ДЮЙМ см ДЮЙМ СМ ДЮЙМ см фунт КГ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
В шкафу погодостойкого исполнения, NEMA 3 (1Р 54)
2060-3VT 55 79 380 86 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2075-3VT 69 100 380 111 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2100-3VT 92 133 380 148 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2125-3VT 108 156 380 173 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2150-3VT 135 196 380 218 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2200-3VT 166 241 380 268 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
2250-3VT 216 313 380 347 72 182,9 28 71,1 37,5 95,3 1050 476
4300-3VT 270 391 380 434 78 198,1 36 91,4 46,5 118,1 1650 748
4350-3VT 325 469 380 521 78 198,1 36 91,4 46,5 118,1 1650 748
4400-3VT 378 546 380 607 78 198,1 36 91,4 46,5 118,1 1650 748
4500-3VT 431 624 380 693 78 198,1 36 91,4 46,5 118,1 1650 748
8600-3VT 583 842 380 705 Система управления выполнена в виде двух блоков; размеры могут меняться в зависимости от компоновки фундаментной плиты 3300 1497
8700-3VT 679 983 380 985 3300 1497
8800-3VT 776 1123 380 1125 3300 1497
Продолжение табл. 1.43
1 2 з 4 5 6 7 8 9 10 Н 12 13
В шкафу общего типа, NEMA 1 (1Р 20)
2060-1VT 55 79 380 86 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2075-1VT 69 100 380 111 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2100-1VT 92 133 380 148 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2125-1VT 108 156 380 173 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2150-1VT 135 196 380 218 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2200-1VT 166 241 380 268 90 228,6 22 55,9 20 50,8 1000 454
2250-1VT 216 313 380 347 90 228,6 22 55,9 20 60,8 1000 454
4300-1VT 270 391 380 434 90 228,6 36 91,4 20 50,8 1600 726
4350-1VT 325 469 380 521 90 228,6 36 91,4 20 50,8 1600 726
4400-1VT 378 546 380 607 90 228,6 36 91,4 20 50,8 1600 726
4500-1VT 431 624 380 693 90 228,6 36 91,4 20 50,8 1600 726
8600-1VT 583 842 380 705 90 228,6 72 182,9 20 50,8 3200 1451
8700-1VT 679 983 380 985 90 228,6 72 182,9 20 50,8 3200 1451
8800-1VT 776 1123 380 1125 90 228,6 72 182,9 20 50,8 3200 1451
Таблица 1.44
Регуляторы скорости фирмы ESP
Мощность Напряже-ние, В Ток, А Размеры, дюйм Масса, фунт
кВА Л. с.
105 100 480 130 96x36x26 1500
135 125 164
157 150 189
207 200 252
315 300 380 96x72x26 2500
400 350 480
523 400 630
650 500 600 630
Регуляторы комплектуются контроллерами АРС-1000.
1.4.4. Оборудование для диагностики УЭЦН
В современных условиях работы УЭЦН, зачастую осложненных многими факторами (наклонно-направленные скважины, высокая обводненность и химическая активность пластовой жидкости, высокое содержание механических примесей, высокая температура, давление и газовый фактор) нормальная эксплуатация оборудования нереальна без использования систем диагностики. Применение систем диагностики позволяет не только оптимизировать работу системы «Пласт — скважина — насосная установка», но и предотвратить большинство отказов и аварий со скважинным оборудованием.
Оборудование диагностики работоспособности УЭЦН является техническим средством контроля рабочих параметров установки и формирования сигналов для автоматического управления работой УЭЦН. Оборудование выпускается в соответствии со следующими нормативными документами:
• Система термоманометрическая СКАД-2. Технические условия ДМФ 1.000.004 ТУ;
• Импульсная система телеметрии ИСТ-1. Технические условия ДМФ 1.000.001 ТУ;
• Комплекс диагностики насосных установок КДНУ. ТУ 4315-001-13200746-97.
191
Система термоманометрическая СКАД-2
Эксплуатационное назначение системы — контроль технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подконтрольный вывод на режим и стабилизация работы скважины в заданном режиме.
Функциональное назначение — контроль температуры масла электродвигателя и давления пластового флюида в зоне подвески УЭЦН с возможностью автоматического управления установкой по параметрам давления и температуры совместно с блоком управления комплектного устройства ШГС 5805, ШГС 5806.
Система обеспечивает постоянный контроль избыточного давления пластовой жидкости, окружающей ПЭД, а также температуры статорных обмоток в зоне нижней лобовой части ПЭД. При выходе за установленные граничные значения контролируемого давления и температуры оборудование автоматически отключает УЭЦН.
Система СКАД-2 позволяет фиксировать граничные и текущие значения контролируемых параметров, количества отключений УЭЦН раздельно по каждому из условий, а также текущего и предельно допустимого количества отключений УЭЦН за последние календарные сутки. Обеспечивается также визуальное представление в цифровой форме текущих и граничных значений контролируемых параметров, светодиодная индикация режимов работы системы, самотестирование системы, возможность включения в многоуровневую систему управления технологическим процессом нефтедобычи на правах контрольного пункта нижнего уровня.
При работе системы СКАД-2 в составе многоуровневых систем управления технологическим процессом нефтедобычи все контролируемые параметры передаются на центральные пульты управления. С тих же пультов возможно перепрограммирование граничных значений контролируемых параметров, дистанционное управление работой УЭЦН (отключение — включение, вывод на режим), гидродинамическое исследование скважин.
Система СКАД-2 представляет собой комплекс, состоящий из двух составных частей — скважинного преобразователя давления и температуры (ПДТ) и наземного прибора (ПН), электрически связанных между собой через кабель — токоподвод ПЭД.
192
ПДТ представляет собой герметичный контейнер, стационарно размещенный в нижней части ПЭД, имеющего внутренний диаметр корпуса не менее 90 мм, и электрически подключенный к нулевой точке или последнему витку, идущему к нулевой точке статорной обмотки ПЭД.
ПДТ предназначен для эксплуатации в следующих условиях: — окружающая среда — осушенное трасформаторное масло; — предельная температура окружающей среды — 125 °C; — постоянное воздействие вибрации погружного насоса;
— предельное перегрузочное давление 25 МПа (250 кгс/см).
ПН включает в себя три конструктивно законченных блока: блок питания (БП), блок управления (БУ), пульт оператора (ПО).
Габаритные размеры блоков представлены в табл. 1.45 [3].
Таблица 1.45
Габаритные размеры ПДТ и блоков ПН системы СКАД-2
Обозначение блока Габариты, мм
длина ширина высота диаметр
ПДТ 525 — — 88
БП 240 120 120 —
БУ 220 120 177 —
ПО 155 95 96 —
БП и БУ стационарно размещаются в шкафу станции управления УЭЦН и электрически соединяются между собой кабелем. БП и БУ предназначены для стационарной эксплуатации в районах с умеренным и холодным климатом УХЛ (NP) по категории размещения 2.1 ГОСТ 15150-69.
ПО устанавливается на лицевую панель БУ во время проведения измерений и корректировки программы функционирования системы.
Устройство и работа составных частей
системы СКАД-2
Преобразователь давления и температуры (ПДТ) предназначен для преобразования контролируемых параметров — давления и температуры масла ПЭД в электрический информационный частотно-манипулируемый сигнал, который подается по статорной обмотке ПЭД кабелю-токоподво-
13 Ивановский
193
ду и вторичной обмотке силового трансформатора на вход наземного прибора системы СКАД-2И.
ПДТ выполнен в виде стального герметичного цилиндрического контейнера подвесного типа вертикального построения и состоит из корпуса цилиндрической формы, имеющего установочные резьбовые отверстия для монтажа ПДТ в ПЭД, канавку с уплотнительным кольцом, герметичные вводы для подключения к отпайке от нулевой точки статорной обмотки и для подключения выводов термодатчика ДТ, закрепленного в непосредственной близости от нижней лобовой части статорной обмотки ПЭД. В корпусе также установлены:
• чувствительный элемент давления ДД на базе датчика давления типа НР1СК-200;
• фильтр, защищающий внутреннюю полость ДД от забивания грязью, на основе мелкоячеистой металлической сетки.
В блоке размещены два измерительных преобразователя — давления и температуры.
Для зашиты узлов и элементов электронной схемы ПДТ служит цилиндрический кожух в форме стакана, изготовленный из трубы и крышки, соединенных сваркой, и снабженный резьбой для соединения с корпусом. Кожух имеет конусную проточку, для обеспечения герметичности соединения с корпусом через латунное конусное кольцо.
Блок питания (БП) предназначен для питания ПДТ и БУ, а также для сопряжения наземного прибора системы со схемой станции управления УЭЦН.
БП размещен в стальном корпусе щитового типа горизонтального построения. Корпус БП состоит из шасси, передней и задней панелей и кожуха, соединенных винтами.
На шасси смонтированы силовой трансформатор и печатная плата, на которой размещены полосовой фильтр, три управляющих реле, выпрямитель и элементы гальванической развязки.
На передней панели установлены два держателя предохранителей с плавкими вставками и розетка разъема для соединения БП с БУ.
На задней панели размещена вилка разъема для соединения БП со схемой станции управления.
Блок управления (БУ) предназначен для обработки информационного сигнала ПДТ, анализа состояния электрических защит СУ,
194
Лоомирования управляющих команд на включение и отключение УЭ11Н, а также формирования информационных посылок и реализации протокола обмена с верхним уровнем автоматизированной системы управления технологическим процессом нефтедобычи.
БУ размещен в стальном корпусе щитового типа горизонтального построения. Корпус состоит из передней и задней панелей, объединенных обечайкой и соединенных заклепками, и крышки, закрепляемой винтами.
На передней панели расположены:
— розетка разъема «ПУЛЬТ» для подключения пульта оператора (ПО), либо вилки соединительного кабеля АСУ ТП нефтедобычи;
— линейка из пяти светодиодных индикаторов, объединенных в три группы: «СЕТЬ» — светодиод зеленого цвета «ВКЛ», «ОТКЛ.» — два светодиода «Р» и «Т», «РЕЖИМ» — два светодиода, зеленого цвета — «РАБОТА», красного цвета — «ПРОГРЕВ».
На задней панели расположена вилка разъема «УПРАВЛЕНИЕ» для подключения посредством соединительного кабеля к блоку питания БП.
В корпусе размещен термостатированный контейнер с тремя печатными платами для обеспечения нормального температурного режима работы электронных компонентов во всем диапазоне эксплуатационных условий.
Пульт оператора (ПО) предназначен для визуализации текущих и граничных значений контролируемых параметров, контроля и задания режимов работы системы, а также самотестирования наземного прибора.
ПО выполнен в виде малогабаритного переносного легкосъемного прибора. ПО состоит из корпуса со смонтированными на нем органами управления и индикации и расположенными в нем двумя печатными платами.
На лицевой панели ПО расположены:
— четырехразрядный семисегментный цифровой индикатор;
— трехразрядный десятичный программный переключатель;
— переключатель «РЕЖИМ» на три положения («КОНТР», «ЗНАЧЕНИЕ» и «КОЛ-ВО откл.»);
— галетный переключатель «ПАРАМЕТР» на четыре положения («Р мин», «Р макс», «Т макс» и «ВРЕМЯ»), — кнопка «ВВОД».
195
На задней панели корпуса ПО установлена вилка разъема для подключения к БУ.
Параметры ТМС «СКАД-2И» приведены в табл. 1.46 [3].
Таблица 1.46
Параметры ТМС «СКАД-2И»
Наименование параметра Единица измерен. Значение параметра
1 2 3
Диапазон измерения контролируемого давления Диапазон измерения контролируемой температуры Предельное перегрузочное давление МПа (кГс/см2) °C МПа (кГс/см2) от 0 до 20 (от 0 до 200) от 15 до 125 25 (250)
Погрешность контроля давления, приведенная к диапазону измерения контролируемого давления, не более: для РДЭУ для ПДЭУ % % ±1 ±2,5
Погрешность контроля температуры, приведенная к диапазону измерения контролируемого давления, не более: для РДЭУ для ПДЭУ % % ± 2 ±4
Параметры электропитания системы: напряжение частота потребляемая мощность, не более В Гц ВА 220 50 ± 1 100
Габаритные размеры: ПДТ БП БУ ПО ММ 088x525 245x125x120 235x210x180 160x100x90
Импульсная система телеметрии ИСТ-1
Импульсная система телеметрии ИСТ-1 предназначена для контроля технического состояния УЭЦН в процессе эксплуатации, подконтрольного вывода на режим и стабилизации работы скважины на заданном режиме за счет управления работой УЭЦН.
196
Система ИСТ-1 обеспечивает контроль давления жидкости в зоне подвески УЭЦН, температуры масла в электродвигателя, уровня вибрации погружного оборудования и автоматическое управление работой УЭЦН по давлению, температуре и виброускорению совместно с блоком управления устройства комплектного ШГС 5805.
Система ИСТ-1 может использоваться в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами нефтедобычи.
Общая характеристика погружной части системы ИСТ-1:
глубина спуска насосных установок — не более 2000 м при давлении не более 25 МПа; температура окружающей среды (смесь нефти, газа, воды и примесей) °C — не более 90; условные диаметры эксплуатационной колонны — 146, 168 мм.
Система ИСТ-1 состоит из наземной части, включающей в себя встраиваемые в комплектное устройство блок приемника (ПРМ) и блок трансформатора (БТ), и подземной части, представляющей собой встраиваемый в погружной двигатель блок передатчика (ПРД), герметизация которого от воздействия окружающей среды осуществляется двумя о-образными резиновыми кольцами или фторопластовым кольцом прямоугольного сечения.
Конструкция и параметры блока передатчика позволяют встраивать его в любой из погружных двигателей мощностью 32, 45 и 63 кВт.
По устойчивости к воздействию температуры, давления и влажности окружающей среды составные части системы ИСТ-1 соответствуют следующим исполнениям:
ПРМ, БТ — исполнению УХЛ п. 2.1 ГОСТ 15150-69;
ПРД — подгруппе КС4-3 по ГОСТ 26116-84, но для эксплуатации до давления 25 МПа (п. 5.1 ГОСТ 15150-69).
Различные типоразмеры системы определяются различными вариантами изготовления погружной части блока передатчика ПРД, отличающегося применением различных по классу коммутирующих элементов (тиристоров) в зависимости от мощности двигателя и различными видами герметизации. При этом наземная часть системы, т.е. блок приемника ПРМ и блок с трансформатором БТ остается неизменной для всех исполнений.
Габаритные размеры и масса составных частей ИСТ-1 указаны в табл. 1.47 [3].
197
Таблица 1.47
Габаритные размеры и масса составных частей ИСТ-1
Составные части Габаритные размеры, мм, не более Масса, кг, не более
длина ширина высота диаметр
ПРД 700 88 13,5
ПРМ 220 210 177 6,0
БТ 115 60 40 — 0,4
Система ИСТ-1 имеет до 8 каналов контроля параметров.
Значения уставок на отключение УЭЦН по каждому из контролируемых параметров устанавливается оперативно с помощью переключателя на лицевой панели блока приемника или перепайки перемычек:
— по давлению, кгс/см2 — 0, 5, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100;
— по температуре, °C — от 0 до 100 с шагом 1 °C;
— по виброускорению, м/с2 — от 0 до 25 с шагом через 1 м/с2.
Блок приемника выпускается с уставочными значениями по виброускорению — 15 м/с2 и по температуре — 95 °C, если иные значения не оговорены в договоре на поставку.
Диапазон изменения контролируемого давления, МПа — от 0 до 25 (от 0 до 250 кгс/см2).
Диапазон изменения контролируемой температуры, °C — от 0 до 120.
Диапазон изменения контролируемого виброускорения, м/с2 — от 0 до 25.
Комплекс диагностики насосных установок КДНУ предназначен для оснащения скважин, оборудованных штанговыми и погружными электронасосами для обеспечения безсепарационно-го замера дебита жидкости и с целью диагностирования и управления работой нефтепромыслового оборудования, измерения и контроля в автономном режиме параметров работы нефтепромыслового оборудования и передачи информации на АРМ «Диагност» для обработки полученных данных и анализа параметров работы нефтепромыслового оборудования.
198
Комплекс для работы с погружными электроприводными насосными установками типа УЭЦН, УЭВН и УЭДН выполняет следующие функции:
1. Контроль токовой нагрузки погружного электродвигателя для определения режима работы установки.
2. Контроль давления на выкидной линии и в затрубном пространстве.
3. Определение подачи насосной установки.
4. Определение температуры добываемой жидкости на приеме насоса, в выкидной линии; определение температуры в погружном электродвигателе.
Для обеспечения указанных функций комплекс оснащается необходимыми первичными приборами (датчиками), логическим программируемым контроллером и пакетом прикладных программ «Диагностические инструменты — DT7».
Комплекс ДНУ включает в себя диагностические комплексы УИС.НП, датчики, размещенные на нефтепромысловом оборудовании, на производственных площадках и программное обеспечение АРМ «Диагност».
Сбор первичной информации осуществляется комплексом УИС.НП, состоящим из логического контроллера УИС.ЛК.01 со встроенным программным обеспечением контроля и диагностики УЭЦН, датчика тока электродвигателя УИС.ДТ.01, датчиков давления на устье скважины и в затрубном пространстве (МТ-100), датчика перепада давления на штуцере (диафрагме), датчика температуры жидкости на устье скважины, шкафа и клеммных соединителей (исполнение наружное IP65).
Дополнительно для обустройства куста скважин и организации радиоканала необходимы: логический контроллер УИС.ЛК.01 со встроенным программным обеспечением; датчик давления нефти в коллекторе МТ-100; радиомодем; радиостанция типа «Гранит-РЗЗП» с источником питания и антенной.
Комплекс ДНУ-ЗМ является инструментом технолога для диагностики состояния скважинных насосных установок для добычи нефти и анализа системы «пласт — скважина — насосная установка» (П-С-НУ).
Система позволяет определять основные параметры работы системы П-С-НУ:
199
• герметичность колонны НКТ и узлов насоса;
• давление на устье скважины, на приеме насоса, на забое скважины;
• динамический уровень жидкости в скважине;
• подачу скважинной установки;
• загрузку приводного электродвигателя.
Функции измерения, обработки и передачи первичной информации комплексом ДНУ-ЗМ: установка параметров измерения и диагностики с АРМа «Диагност» [3]:
— пределы изменения нагрузки;
— пределы изменения тока;
— периодичность измерения диаграммы, токограммы и других параметров;
— считывание текущих показаний датчиков;
— формирование диаграммы и токограммы с заданным периодом;
— хранение информации (три последних диаграммы и токограммы);
— передача замеров диаграммы, токограммы и давления по радиосети или промышленной сети с заданным периодом на АРМ «Диагност»;
— съем и передача диаграммы и токограммы по запросу с АРМа «Диагност»;
— определение состояния аварийности насосного и электрооборудования по заданным параметрам;
— передача аварийной диаграммы и токограммы на АРМ «Диагност»;
— выключение электрооборудования при возникновении аварийного состояния;
— включение нефтепромыслового оборудования после устранения аварийного состояния;
— отсчет текущего времени и ведение календаря.
АРМ «Диагност» производит: формирование базы данных по фонду добывающих скважин и эксплуатируемого оборудования; запись в базу данных замеров основных параметров работы станка-качалки (СК) и скважинного оборудования штанговых и бес-штанговых насосных установок; обработку полученной информации; выявление отклонений в работе составляющих насосной установки; получение качественных и количественных оценок
200
работы УЭЦН( динамического уровня жидкости; дебита скважины; давления на устье скважины, на приеме насоса, на забое скважины).
Оборудование для диагностики состояния УЭЦН зарубежных фирм
Многие комплектные устройства и станции управления зарубежных фирм имеют оборудования для диагностики состояния УЭЦН, однако для выполнения таких функций в состав установки ЭЦН необходимо включать скважинные приборы и оборудование.
Скважинные приборы замера давления и температуры (ПЗДТ) фирмы REDA
Фирма выпускает различные модификации ПЗДТ в зависимости от использования в составе УЭЦН, станций управления и двигателей.
Комплекс состоит из трех основных узлов (табл. 1.48): пульта управления, забойного датчика и переносного пульта наземного считывания информации [3].
Таблица 1.48
Применимость комплекса ПЗДТ в составе УЭЦН фирмы REDA
Модификация Использование в составе оборудования
Пульт управления
№ 330829, пульт № 2 Все станции управления, кроме DFH-2
№ 330837, пульт № 3 DFH-2, MFH, MDFH
№ 330845, пульт № 4 DFH-2, MDFH
№ 330852, пульт № 5 DFH-2
№ 332503 RPR-2
№ 344275 1512
Забойный узел датчика
№ 344036 Двигатели серии 375
№ 344044 Двигатели серии ,456
№ 344051 Двигатели серии 540
№ 344069 Двигатели серии738
Пульт считывания информации
№ 344085 | Стандартный
201
Имеется модификация пульта считывания информации с переходником к принтеру, который может печатать показания каждые 15, 30, 60 мин или через каждые 4 и 8 часов в зависимости от выбора оператора.
Наземные цифровые индикаторы попеременно показывают давление и температуру. Все индикаторы снабжены ручным блокировочным переключателем, позволяющим непрерывно считывать значения давления и температуры.
Рабочие характеристики ПЗДТ:
— точность показаний индикатора обеспечивается при окружающей температуре 70 ± 10 °F (21,11 ± 12,22 °C);
— разрешающая способность индикатора ± 1 фунт/кв. дюйм (0,07 кг/см2) или ± 0,1 °F (±0,122 °C);
— точность показаний индикатора в условиях от -35 °F (-37,22 °C) до 130 °F (54,44 °C) равна ± 0,25 % максимального значения шкалы ± 0,25% показания;
— погрешность измерения скважинного датчика давления — от 0,5% при давлении 0 до ± 1,0 % при давлении 5000 ± 30 фунт/ кв. дюйм (350 ±2,1 кгс/см2);
— нелинейность измерений скважинного датчика температуры менее 1—1,5 % в пределах температурного диапазона и погрешность менее 1 %.
Каждые 20 с прибор контроля автоматически осуществляет самокалибровку в ответ на изменения сопротивления датчика внутри скважины, вызванные, например, колебаниями температуры.
Наземные индикаторы могут использоваться для управления электроприводами с регулированием скорости и одновременной подачей сигналов давления и температуры в дистанционную систему сбора данных.
В скважинных приборах типа ДМТ в качестве датчика давления используется датчик GRC Amerada. Датчик температуры измеряет температуру в непосредственной близости от датчика давления.
Имеются две модели скважинного датчика (табл. 1.49) [3].
В наземной панели считывания имеются блок памяти и цифровой дисплей. Каждые 14 с на ней отображаются изменения давления и температуры. Через 15-минутные интервалы регистрируются минимальные, максимальные и средние значения дав-
202
Таблица 1.49
Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы REDA
Характеристики Mach II Mach I
Диапазон давлений 0—5000 фунтов/кв. дюйм абс. (0—351,5 кгс/см2) 0—5000 фунтов/кв. дюйм абс. (0—351,5 кгс/см2)
Точность (суммарная погрешность полной шкалы) 0,08% 1%
Разрешение 0,01 фунта/кв. дюйм абс. (703x10‘6кгс/см2) 15 фунтов/кв. дюйм абс. (1,0545 кгс/см2)
Повторяемость 0,1 фунта/кв. дюйм абс. (703х10-5 кгс/см2) 15 фунтов/кв. дюйм абс. (1,0545 кгс/см2)
Чувствительность 0,01 фунта/кв. дюйм абс. (703x10‘6 кгс/см2) 0,1 фунта/кв. дюйм абс. (703x10~5кгс/см2)
Диапазон рабочих температур 32-302 °F (0-150 °C) 32-302 °F (0-150 °C)
Точность измерения температуры ±2 °F до 302 °F (±1,1 °C до 150 °C) ±4 °F до 302 °F (±2,2 °C до 150°С)
ления и температуры. Всего могут регистрироваться данные в общей сложности за 21 день и 256 событий, таких как прекращение энергоснабжения, отсоединение, повторные пуски и т.д. Для удаленных установок имеются варианты расширения.
Предусмотрен порт RS-232 для подключения к принтеру или персональному компьютеру. Имеются электрические соединения для аналоговых выходов по забойным давлению и температуре, аналоговых выходов для поступающих вспомогательных сигналов плюс цифровые входы для внешних контактов.
Скважинные приборы замера давления и температуры фирмы Centrilift
Технические характеристики ПЗДТ представлены в табл. 1.50. Функциональные возможности и конструктивная схема прибора аналогична системам других фирм [3].
203
Таблица 1.50
Технические характеристики ПЗДТ фирмы Centrilift
Наименование параметра Значение параметра
Диапазон изменения контролируемого 0—3500 psi (0—246,05 кгс/см2)
Максимальное давление 5250 psi (369,074 кгс/см2)
Точность измерения давления + 0,5% полной шкалы
Диапазон изменения контролируемой 75-300 °F (24-149 °C)
Точность измерения температуры + 5 °F (+2,8 °C)
Разрешающая способность ± 1 °F (±0,6 °C)
Выдерживаемое напряжение 4500 В пер. тока (рабочее) 11000 В пост, тока (испытания)
Частота 25-110 Гц
Условия эксплуатации наземного устройства: температура влажность от -40 до 130 °F (от -40 до +54 °C) 0-100%
Скважинная система мониторинга фирмы PHOENIX PETROLEUM SERVICES Ltd (Шотландия)
Скважинная система ТРАЙ-сенсор, как и системы других фирм, состоит из трех основных элементов: сигнальной панели (TSP), пульта индуктора напряжения (ТЕС) и скважинного инструмента (TDT).
Сигнальная панель выводит на дисплей четыре параметра: — давление в зоне расположения скважинного инструмента; — температуру пластовой жидкости в зоне расположения скважинного инструмента;
— температуру моторного масла или обмотки мотора; — утечку тока.
Сигнальная лампочка показывает, какой параметр выведен на дисплей. Панель имеет непрерывный выход данных, контроль которых может проводиться любой компьютерной системой, совместимой с IBM и оснащенной соответствующим программным обеспечением. Цикл сбора и выдачи информации — 12 с.
ТРАЙ-сенсор оснащен устройством RSR (быстрый темп отбора проб), которое позволяет увеличивать темп отбора данных о давлении до 1 с. На дисплей будет выводиться только давление.
204
В скважинном инструменте установлен тензодатчик с диафрагмами из инконеля, стойкого к H2S.
Технические данные системы ТРАЙ-сенсор
Точность измерения давления...........0,1 FS (0,0454 кгс)
Разрешающая способность по давлению 0,01 фунт/кв. дюйм (0,1 бар)
Точность измерения температуры................2 °C (4 °F)
Разрешающая способность по температуре....0,1 °C (0,1 °F)
Точность измерения обеспечивается при
температуре не выше...........................125 °C (260 °F).
Система может использоваться с приводом с регулируемой скоростью. Имеется система самодиагностики [3].
Категория размещения наземного оборудования по окружающей среде — 1Р65 (пылестойкость, водонепроницаемость).
1.4.5. Трансформаторы для УЭЦН
Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.
Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77 Трансформаторы серии ТМПН. По отдельному заказу выпускаются трансформаторы ТМПЭ/3-УХЛ1 (АО «Трансформатор», Тольятти) и трансформаторы для УЭЦН в «сухом» исполнении (ООО «Привод-ПЭУ», г. Лысьва).
Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.
Структура условного обозначения трансформатора типа ТМПН по ТУ 16-517.685-77 представлена на рис. 1.112.
Основные технические характеристики трансформаторов представлены в табл. 1.51 и 1.52 и на рис. 1.113—1.114 [3].
205
ТМ ПН -XX /XX -XX XI
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69_____________
______Год выпуска рабочих чертежей
Номинальное напряжение _____________обмотки ВН в вольтах______
Номинальная мощность в __________________киловольтамперах__________
Для погружения электронасо-_________________________сов добычи нефти__________
Естественная циркуляция воз-_______________________________духа и масла______________ Трехфазный
Рис. 1.112. Условное обозначение трансформатора
Рис. 1.113. Общий вид трансформаторов ТМПН-40, ТМПН-63:
1 — салазки; 2 — заземление; 3 — табличка; 4 — крюк для подъема трансформатора; 5 — воздухоосушитель; 6 — маслорасширитель; 7 — маслоуказатель; 8 — короб; 9— крышка короба; 10— вводы; 11 — термометр; 12— гайка; 13 — скоба; 14 — пластина; 75 — бак; 16 — пробка сливная; 17— скоба; 18 — переключатели
206
Таблица 1.51
Основные технические характеристики трансформаторов типа ТМПН
Тип трансформатора Ном. мош. кВА Ном. напр., В Напряжение ступеней регулирования, В Масса, кг, не более
пер-вич. втор. бака масла активной части полная
1 2 3 4 5 6 7 8 9
ТМПН-40/463-73У1 ТМПН-40/463-73ХЛ 1 40 380 463 495-463-432-401-370 60 160 230 550
ТМПН-63/611-73У1 ТМПН-63/611-73ХЛ1 63 380 611 675-643-611-584-549 -517-483-455-423-391 90 170 285 650
ТМПН-63/856-73У1 ТМПН-63/856-73ХЛ1 63 380 856 1023-982-941-900-856 -824-781-739-698-657 90 170 285 650
ТМПН-100/736-73У1 ТМПН-100/736-73ХЛ1 100 380 736 736-708-681-649-620-592-562-530-502-475 95 210 365 800
ТМПН-100/844-73У1 ТМПН-100/844-73ХЛ1 100 380 844 958-920-882-844-810- 782-747-709-671-633 95 210 365 800
ТМПН-100/1170-73У1 ТМПН-100/1170-73ХЛ1 100 380 1170 1170-1108-1045-983- 920 95 210 365 800
Продолжение табл. 1.51
ю
оо
1 2 3 4 5 6 7 8 9
ТМПН-100/1610-73У1 ТМПН-100/1610-73ХЛ1 100 380 1610 1610-1525-1440-1355-1270 95 210 365 800
ТМПН-100/1980-73У1 ТМПН-100/1980-73ХЛ1 100 380 1980 2210-2095-1980-1865-1750 95 210 365 800
ТМПН-160/1090-73У1 ТМПН-160/1090-73ХЛ1 160 380 1090 1136-1090-1045-1007 -965-927-885-847-802-756 155 285 570 1100
ТМПН-160/2050-74У1 ТМПН-160/2050-74ХЛ1 160 380 2050 2200-2125-2050-1975- 1900 155 285 570 1100
ТМПН-200/6-73У1 ТМПН-200/6-73ХЛ1 200 6000 2050 2200-2125-2050-1975- 1900 175 285 570 1400
ТМПН-400/6-75У1 ТМПН-440/6-75ХЛ1 320 6000 2131 2355-2291-2235-2182-2131-2074-2028-1984-1942-1898 400 500 1070 2150
ТМПН-400/6-75У1 ТМПН-440/6-75ХЛ1 400 6000 2178 2500-2411-2328-2250-2178-2105-2042-1982-1925-1872 400 500 1140 2250
Таблица 1.52
Габаритные и установочные размеры трансформаторов типа ТМПН
Номинальная мощность, кВА не более
Н В Ь А А
40 1400 600 1150 500 480
63 1500 650 1150 500 480
100 1550 850 1250 550 480
160 1600 1050 1350 550 550
200 1760 1140 1350 550 550
320, 400 1900 1080 1400 660 580
В 9 to
Рис. 1.114. Общий вид трансформаторов ТМПН-100, ТМПН-160, ТМПН-200:
1 — салазки; 2 — заземление, 3 — табличка; 4 — крюк для подъема трансформатора; 5 — воздухоосушитель; б — маслорасширитель; 7 — масло-указатель; 8 — крышка короба; 9 — короб; 10— вводы, 11 — термометр, 12 — гайка; 13 — скоба, 14 — пластина, 75 — бак; 16 — пробка сливная;
77— переключатель; 18— фильтр термосифонный, 19— скоба
14 Ивановский
209
Устройство трансформатора
Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения (ВН) и низкого напряжения (НН), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя (переключатели).
Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа собираются из холоднокатаной электротехнической стали.
Обмотки трансформаторов ТМПН-40 — ТМПН-200 многослойные цилиндрические изготовлены из провода АПБ ГОСТ 16512-70. Отводы ВН выполняются проводом, отводы НН — алюминиевыми шинами. Обмотки трансформаторов типа ТМПН-400 выполнены из медных проводов ПБ ГОСТ 16512-70.
Бак трансформатора сварной овальной формы заполняется трансформаторным маслом ГОСТ 982-68 или ГОСТ 10121-76, имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. Трансформаторы ТМПН-63 снабжены ребристыми охладителями, а ТМПН-100, ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 - радиаторными [5].
К верхней части бака приварены крюки для подъема собранного и залитого маслом трансформатора. В нижней части бака имеется узел заземления и сливная пробка. Конструкция пробки позволяет при частичном отворачивании ее брать пробу масла.
В трансформаторах ТМПН-160, ТМПН-200, ТМПН-400 имеется термосифонный фильтр, предназначенный для непрерывной очистки трансформаторного масла от продуктов окисления в процессе эксплуатации трансформатора. Он представляет собой трубу, в которой помещается решетка с силикагелем. В этих трансформаторах в дне бака имеется пробка для удаления продуктов окисления и остатков масла. В трансформаторах ТМПН-400 на стенку бака со стороны высокого напряжения выведены приводы валов блока переключателей.
К дну бака приварены салазки с отверстиями для крепления трансформатора к фундаменту. Салазки используются также для перемещения трансформатора.
На крышке бака смонтированы:
а) приводы переключателей ответвлений обмоток ВН трансформаторов ТМПН-40 — ТМПН-200. Переключатели предназначены для регулирования напряжения без возбуждения (ПБВ);
210
б) термометр для измерения температуры верхних слоев масла;
в) съемные вводы ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема активной части;
г) защитный кожух, который защищает вводы от механических повреждений и возможности случайного прикосновения к токоведущим частям;
д) расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем. Воз-духоосушитель предназначен для предотвращения попадания в трансформатор влаги и промышленных загрязнений, поступающих в трансформатор вместе с воздухом при колебаниях температуры масла.
Конструктивно воздухоосушитель представляет собой трубу с масляным затвором. Верхний прозрачный колпачок заполняется силикагелем-индикатором по ГОСТ 8984-75, а труба — цеолитом или силикагелем.
Активная часть трансформатора жестко закреплена в баке. Конструкция зажимов на шпильках вводов обеспечивает подсоединение жил кабеля без напаивания наконечников.
Сливная пробка бака и крышка бака трансформатора пломбируется. Для обеспечения герметичности разъемных частей трансформатора применяются уплотнения из маслостойкой резины.
Трансформатор типа ТМПЭ-100/3-УХЛ1 имеет 32 ступени переключения вторичного напряжения от 419 до 2411 В. Необходимый уровень напряжения выбирается тремя переключателями, расположенными на верхней крышке бака трансформатора.
Трансформатор имеет габариты 1750x1400x900 мм и полную массу около 1100 кг, из которых около 300 кг приходится на масло.
Трансформатор для питания погружных электродвигателей, выполненный в «сухом» варианте (ТСПН-100), т.е. без охлаждающего трансформаторного масла, имеет 16 ступеней регулирования напряжения — в В: 620, 686, 752, 818, 884, 950, 1016, 1082, 1148, 1214, 1280, 1347, 1413, 1479, 1545, 1603 [3].
Трансформаторы фирмы REDA
Фирмой REDA выпускаются трансформаторы трехфазные, двухобмоточные, экранированные, с медной обмоткой, оснащенных коробкой трансформаторного ввода и фильтром, с напряжением первичной обмотки 380 В, номинальная
211
мощность трансформаторов составляет от 50 до 300 кВА и с интервалом напряжений на вторичной обмотке от 480 до 3811 В. Масса трансформаторов составляет от 975 до 2155 кг [3].
Трансформаторы фирмы Centrilift
Массогабаритные характеристики трансформаторов для УЭЦН фирмы Centrilift представлены в табл. 1.53 [3].
Таблица 1.53
Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
Мощность, кВА Высота Ширина Глубина Вес
ДЮЙМ м ДЮЙМ м ДЮЙМ м фунты КГ
42 33 0,84 28 0,71 16 0,41 660 295
62 33 0,84 30 0,76 20 0,51 899 408
83 37 0,94 34 0,86 20 0,51 1120 508
104 38 0,97 38 0,97 22 0,56 1261 572
125 38 0,97 38 0,97 22 0,56 1400 635
167 38 0,97 45 1,14 25 0,64 1881 853
208 43 1,09 45 1,14 25 0,64 2590 1175
Для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей фирма Centrilift выпускает трансформаторы, характеристики которых представлены в табл. 1.54 [3].
Таблица 1.54
Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
Мощность, кВА Высота Ширина Глубина Вес Прибл. диапазон напряж втор обмотки, В
ДЮЙМ м ДЮЙМ м ДЮЙМ м фунты КГ
55 53 1,35 42 1,07 37 0,94 2390 1084 400-1350
83 51 1,30 42 1,07 37 0,94 2850 1293 600-1500
108 51 1,30 42 1,07 37 0,94 2850 1293 750-2200
166 58 1,47 44 1,12 47 1,19 3855 1749 1000-3000
216 58 1,47 44 1,12 47 1,19 4220 1914 1000-2800
291 72 1,83 46 1,17 58 1,47 6310 2862 1000-3200
333 71 1,80 50 1,27 58 1,47 6830 3098 1000-3200
416 76 1,93 50 1,27 62 1,57 8300 3765 1000-3200
212
1.4.6. Кабельные линии установок ЭЦН
Кабельные линии предназначены для подачи электроэнергии с поверхности земли (от комплектных устройств и станций управления) к погружному электродвигателю.
К кабельным линиям предъявляются достаточно жесткие требования — малые электрические потери, малые диаметральные габариты, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа и т.д.
Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.
Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.
Кабельная линия на основной длине чаще всего имеет сечение круглое или близкое к треугольному.
Для уменьшения диаметра погружного агрегата (кабель+цен-тробежный насос) нижняя часть кабеля имеет плоское сечение.
Кабель выпускается с полимерной изоляцией, которая накладывается на жилы кабеля в два слоя. Три изолированные жилы кабеля соединяются вместе, накрываются предохраняющей подложкой под броню и металлической броней. Металлическая лента брони предохраняет изоляцию жил от механических повреждений при хранении и работе, в первую очередь — при спуске и подъеме оборудования.
У погружного двигателя кабельная линия заканчивается штепсельной муфтой, которая обеспечивает герметичное соединение с обмоткой статора двигателя.
Верхний конец кабельной линии проходит через специальное устройство в оборудовании устья скважины, которым обеспечивается герметичность затрубного пространства, и соединяется через клеммную коробку с электрической линией станции управления или комплектного устройства. Клеммная коробка предназначена для предупреждения попадания нефтяного газа из полости кабельной линии в трансформаторные подстанции, комплектные устройства и шкафы станций управления.
213
Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией.
Российские кабельные линии
Кабельные линии для установок УЭЦН(М) изготовляются по техническим условиям ТУ 26-16-215-87 «Кабельные линии для установок погружных насосов» и ТУ 3542-031-21945400-97 «Кабельные линии и удлинители к кабельным линиям для установок погружных электронасосов».
Основные технические характеристики кабельных линий см. в табл. 1.55 [3].
Технические условия ТУ 26-16-215-87 на кабельные линии типа К43 предусматривают 120 типоразмеров кабельных линий длиной от 515 до 2450 м и сечением основных кабелей от 10 до 50 мм2.
Таблица 1.55
Технические условия на кабельные линии типа К43
Наименование параметра Тип кабельной линии (технические условия)
К43 (ТУ 26-16-215-87) Модификации КК и КП (ТУ 3542-031 -21945400-97)
Рабочее напряжение, кВ 2,5 2,5
Максимально допустимая температура скважинной среды, °C 90 90 (70)
Минимально допустимая температура при динамических изгибах и перемотках, °C -40 -40
Максимально допустимый газовый фактор в среде, м/'кг 0,25 0,5
Максимально допустимое содержание сероводорода в скважинной среде, г/л 0,01 0,01
Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа 25 25
Примечание В скобках указана максимально допустимая температура скважинной среды для кабельных линии с кабелем-удлинителем марки КПБП
214
В качестве основных кабелей К43 могут использоваться кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП (ТУ 16-505.129-82 «Кабели с полиэтиленовой изоляцией для погружных электронасосов») с полиэтиленовой изоляцией, предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 90 °C.
Допускается взамен кабелей КПБК и КПБП использование кабелей марок КППБК и КППБП (ТУ 16.К73.017-89 «Кабели с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов»), предназначенных для работы при температуре окружающей среды до 95 °C.
Для скважин с температурой среды более 95 °C в качестве основных должны использоваться теплостойкие кабели марок КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ (ТУ 16.К13-012-92 «Кабели с полиэтиленовой изоляцией для погружных электронасосов теплостойкие») с изоляцией из сшитого полиэтилена, предназначенные для работы при температурах окружающей среды до 110 и 120 °C, а также кабели марок КПБТ, КЭПБТ, КПБПТ и КЭПБПТ (ТУ 16.К56.025-97 «Кабели с полипропиленовой изоляцией для погружных электронасосов теплостойкие»), предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 110 °C.
В качестве кабеля-удлинителя кабельных линий К43 предусмотрен кабель марки КФСБ (ТУ 16.К71-014-88 «Кабели теплостойкие для погружных электронасосов») с изоляцией из поли-имидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, предназначенный для работы при температуре до 160 °C. Взамен кабеля КФСБ допускается использование кабелей КПБПТ, КПОБПТ, КЭПБПТ и КППБПТ. Возможно также использование в качестве удлинителей кабелей КПБП и КППБП. При этом температуры откачиваемой установками жидкости должны быть не более: — для установок группы 5 с электродвигателями мощностью до
32 кВт - 70 °C;
— для установок групп 5 и 5а с электродвигателями мощностью от 45 до 125 кВт — 75 °C;
— для установок группы 6 с электродвигателями мощностью от 90 до 250 кВт - 80 °C.
Пример условного обозначения при заказе и в документации кабельной линии типа К43 с основным кабелем марки КПБК сечением жил 16 мм2 длиной 1300 м и кабелем-удлинителем марки КФСБ сечением жил 10 мм2: К 43.000-49 ТУ 26-16-215-87.
215
ОАО «АЛНАС» изготовляются кабельные линии модификаций КК и КП (ТУ 3542-031-21945400-97) сечениями основных кабелей от 10 до 25 мм2 [5].
В качестве основного кабеля линий КК используется круглый кабель марки КПБК, линий КП — плоский кабель марки КПБП.
В качестве кабелей-удлинителей этих линий используются кабели марок КППБПТ или КПБП.
В зависимости от марок и сечений основного кабеля, а также марок, сечений и длины кабеля-удлинителя ТУ 3542-031-21945400-97 предусматривают 32 исполнения кабельных линий. При этом длина основного кабеля устанавливается по требованию заказчика от 50 до 2400 м.
Технические условия ТУ 3542-031-21945400-97 предусматривают также изготовление и поставки удлинителей с муфтами (12 типоразмеров в зависимости от марки, сечения и длины кабеля-удлинителя ).
Структура условного обозначения кабельных линий модификаций КК и КП по ТУ3542-031-21945400-97 представлена на рис. 1.115 [3].
К X -XX -ХХХХ -У X -XX /XX ___________________________________________Кабельная линия_______
Конструкция основного кабеля: плоский - П, _______________________________________круглый — К___________
Сечение жил основного
__________________________________кабеля, мм3________ Длина основного кабе-
___________________________ля, м_________________ _________________________________________________Удлинитель_
Условное обозначение ________________марки кабеля-удлинителя ________________Длина удлинителя, м
Сечение жил удлините-ля, мм1
Рис. 1.115. Условное обозначение кабельной линии
216
Пример условного обозначения при заказе, в технической документации кабельной линии из плоского кабеля сечением жил 16 мм2 длиной 1600 м с удлинителем из кабеля КППБПТ длиной 25 м сечением жил 10 мм2:
КП-16-1600-У2-25/10 ТУ3542-031-21945400-97.
Основные конструкции кабелей для работы УЭЦН представлены на рис. 1.116.
Пример условного обозначения кабеля марки КФСБ с медными жилами, изоляцией из полимидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил, бронированного, плоского, теплостойкого, сечением жил 6 мм2, на рабочее напряжение 2500 В при его заказе и в документации:
Кабель КФСБ 3x6 2500 ТУ 16.К71-014-88.
Пример условного обозначения кабеля марки КППБП с медными жилами, изоляцией из полипропилена, бронированного, плоского, сечением жил 16 мм2, на рабочее напряжение 3300 В при его заказе и в документации:
Кабель КППБП 3x16 3300 ТУ 16.К73.017-89.
Кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП
Конструкции кабелей КПБК (круглого), КПБП и КПОБП (плоских) показаны на рис. 1.116, а, в, з [5], где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности;
3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности;
4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов.
В кабеле КПОБП роль подушки выполняет общая оболочка из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотностей;
5 — броня из стальной оцинкованной ленты S — образного профиля (для кабеля КПБК) или ступенчатого профиля (для кабелей КПБП и КПОБП).
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей КПБК и КПБП от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа) представлены на рис. 1.117 [3].
217
Рис. 1.116. Конструкции кабелей для установок погружных электронасосов
218
35 40 50 60 70 80 90 95 100
Температура среды, °C
Рис. 1.117. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КПБК и КПБП от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2)
7- 10, 2— 16, 5- 25, 4—35, 5- 50
Основными производителями кабелей КПБК и КПБП являются: АО «Кавказкабель», АО «Камкабель», АО «Подольск-ка-бель», ЗАО «Сибкабель», АО «Роскат». Кабель КПОБП может также производиться ЗАО «Сибкабель» и АО «Роскат».
Кабели марок КППБК и КППБП
Конструктивные исполнения кабелей КППБК и КППБП аналогичны конструктивным исполнениям кабелей КПБК и КПБП.
Медные однопроволочные жилы кабелей КППБК и КППБП покрыты оловянно-свинцовым припоем или полиэтилентерефталатной пленкой.
Первый слой изоляции жил выполнен из полипропилена, второй — из полипропилена или полиэтилена высокой плотности.
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей КППБК и КППБП от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа) представлены на рис. 1.118 [3].
Производителем кабелей КППБК и КППБП является ЗАО «Сибкабель».
219
Кабели марок КПОБПТ, КПБПТиКППБПТ
Конструкция кабеля КПОБПТ показана на рис. 1.116, з, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из сшитого полиэтилена высокой плотности;
3 — второй слой изоляции из сшитого полиэтилена высокой плотности;
4 — оболочка из полиэтилена высокой плотности;
Рис. 1.118. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КППБК и КППБП от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 10; 2 — 16; 3 — 25; 4 — 35
Конструктивные исполнения кабелей КПБПТ и КППБПТ аналогичны конструктивному исполнению кабеля КПБП.
Первый слой изоляции жил кабелей КПБПТ и КППБПТ выполнен из сшитого полиэтилена высокой плотности. Второй слой изоляции выполнен из сшитого полиэтилена высокой плотности (у кабеля КПБПТ) и сополимера полипропилена (у кабеля КППБПТ).
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей КПБПТ, КПОБПТ и КППБПТ от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа) представлены на рис. 1.119 и 1.120 [3].
220
Рис. 1.119. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КПБПТ и КПОБПТ от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 10; 2 — 16
Рис. 1.120. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля КППБПТ от температуры скважинной среды (смеси жидкости и газа).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 10; 2 — 16
221
Производители кабелей КПОБПТ, КПБПТ и КППБПТ — АО «Подольсккабель» и АО «Камкабель».
Кабели марок КПБТ, КПБПТ, КЭПБТи КЭПБПТ
Конструктивные исполнения кабелей КПБТ и КЭПБТ аналогичны конструктивным исполнениям кабеля КПБК, кабелей КПБПТ и КЭПБПТ - кабеля КПБП.
Медные однопроволочные жилы кабелей КПБТ и КПБПТ покрыты пленочной изоляцией, кабелей КЭПБТ и КЭПБПТ — эмалевой изоляцией.
Первый основной слой изоляции жил выполнен из модифицированного сополимера пропилена с этиленом, второй основной слой (оболочка) — из блоксополимера пропилена с этиленом.
Производит кабели КПБТ, КПБПТ, КЭПБТ и КЭПБПТ ЗАО «Сибкабель».
Удлинитель с муфтой
Кабель-удлинитель марки КФСБ
Расчетная зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КФСБ от температуры скважинной среды (жидкости) представлена на рис. 1.121 [3].
Рис. 1.121. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КФСБ от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2 — 10; 3 — 16
222
Конструкция кабеля КФСБ показана на рис. 1.116, ж, где
/ — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из фторсополимера;
4 — оболочка из свинца;
5 — подушка из прорезиненной ткани;
6 — броня из стальной оцинкованной ленты ступенчатого профиля.
Производитель кабеля КФСБ — АО «Подольсккабель» в кооперации со специализированными кабельными предприятиями.
Кабели-удлинители марок КПБПТ, КПОБПТ, КППБПТ, КПБП, КЭПБПТи КППБП
Конструкции, основные технические характеристики, конструктивные показатели и производители кабелей КПБПТ, КЭПБПТ, КПОБПТ, КППБПТ, КПБП и КППБП представлены в предыдущем разделе.
Расчетные зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей-удлинителей КПБПТ, КПОБПТ, КППБПТ, КПБП и КППБП от температуры скважинной среды (жидкости) представлены на рис. 1.122—1.125 [3].
Рис. 1.122. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КПБПТ и КПОБПТ от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2 — 10; 3 — 16
223
Рис. 1.123. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КППБПТ от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2— 10; 3 — 16
Температура среды, °C
Рис. 1.124. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КПБП от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2— 10; 3 — 16; 4— 25; 5— 35
224
Рис. 1.125. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля-удлинителя КППБП от температуры скважинной среды (жидкости).
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 6; 2 — 10; 3 — 16; 4 — 25
Данные зависимости позволяют выбрать марку и сечение кабеля-удлинителя взамен кабеля КФСБ применительно к требуемым условиям эксплуатации в скважине.
Муфта кабельного ввода (рис. 1.126) устанавливается на конце кабеля-удлинителя, присоединяемом к погружному электродвигателю.
Муфта кабельного ввода имеет металлический корпус 2, припаянный к броне кабеля-удлинителя 7, изолированные жилы которого герметически заделаны в корпусе с помощью резинового уплотнителя 4, зажатого между шайбами 3 и 5 гайкой 6. На концах токопроводящих жил кабеля закреплены с помощью резьбовых соединений штепсельные наконечники 7, при этом поверхности резьб токопроводящих жил покрыты припоем для обеспечения надежности электрического контакта. Резьбовые соединения позволяют восстанавливать присоединительные размеры муфт при усадках изоляции жил кабеля и осевых смещениях самих жил без переделки муфты. При потере герметичности муфта может быть восстановлена поджатием уплотнителя 4 через шайбу 5 гайкой 6.
15 Ивановский
225
015±О,1
03O.3H11
036е8
58±О,2
78
Рис. 1.126. Муфта кабельного ввода кабельной линии типа К43:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — шайба; 4 — уплотнитель; 5 — шайба; 6 — гайка; 7 — наконечник штепсельный
226
В состоянии хранения и транспортирования муфта кабельного ввода герметически закрывается транспортировочной крышкой (на рисунке не показана).
Изготовление муфты производится согласно документации К38.000И, разработанной ОАО «ОКБ БН-КОННАС» [3, 5].
Муфты кабельного ввода аналогичных конструкций используются также в удлинителях, изготавливаемых АО «АЛНАС».
Сростка кабелей
Сращивание кабелей кабельной линии К43 производится согласно документации 1К23.000 Д2, разработанной ОАО «ОКБ БН-КОННАС» [3].
Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелей может осуществляться пайкой оловянно-свинцовым припоем с использованием медных гильз, опрессовкой с использованием медных гильз, а также пайкой с применением медно-фосфор-ных припоев.
Места соединений токопроводящих жил заполняются само-слипающейся лентой типа ЛЭТСАР, накладываемой до диаметра, равного диаметру изолированных жил кабелей. Поверх заполнений накладываются еще два слоя ленты ЛЭТСАР, перекрывающие заполнения на 20 мм в каждую сторону.
Изолирование мест соединений жил осуществляется липкой нефтестойкой фторопластовой пленкой Ф-4ЭО-ЛН (ТУ 6-05-2004-86 «Пленка фторопластовая липкая нефтестойкая»), накладываемой поверх ленты ЛЭТСАР в 4 слоя с перекрытием каждого предыдущего слоя изоляции на 10 мм в каждую сторону.
Допускается замена ленты ЛЭТСАР пленкой Ф-4ЭО-ЛН.
Поверх уложенных вместе срощенных изолированных жил кабелей накладывается подушка из двух слоев стеклоленты и броня из стальной оцинкованной ленты S-образного профиля. Концы бронеленты припаиваются к броне сращиваемых кабелей.
Максимально допустимые поперечные размеры сросток кабелей см. табл. 1.56.
Сращивание кабелей кабельных линий АО «АЛНАС» производится по аналогичной технологии.
227
Таблица 1.56
Размеры сросток кабельных линий
Число жил х сечение, мм2* Поперечные размеры сросток, не более, мм
круглого кабеля плоского кабеля
3x10 39 25 х 50
3x16 39 25x50
3x25 44 30 х 64
3x35 44 30x64
3x50 50 30x64
* При сращивании кабелей разновеликих сечений поперечный размер сростки контролируется по кабелю большего сечения.
Контрольные испытания кабельных линий
Контрольные испытания кабельных линий К43 предусматривают следующие виды испытаний:
— проверка целостности токопроводящих жил и их соединений;
— испытания электрической прочности изоляции;
— измерение токов утечки при испытаниях электрической прочности изоляции напряжением постоянного тока;
— измерение сопротивления изоляции;
— проверка присоединительных размеров муфты кабельного ввода;
— испытания муфты кабельного ввода на герметичность. Целостность токопроводящих жил и их соединений между кабелями и со штепсельными наконечниками в муфте кабельного ввода проверяется с помощью мегаомметра, установленного на измерение наименьших величин электрического сопротивления, при этом значения проверяемого параметра должны быть равны нулю.
Кабельная линия должна выдерживать испытательное напряжение 6 кВ переменного тока частотой 50 Гц или 10 кВ постоянного тока в течение 5 мин после выдержки в воде не менее одного часа. При испытаниях электрической прочности изоляции постоянным током токи утечки кабельной линии должны быть не более 1 • 10-5 А/км. Приведенные значения токов утечки определяются по формуле
228
где /_ значение тока утечки, приведенное к единице длины, А;
j __ замеренное значение тока утечки, А;
£И”'- длина кабельной линии, км.
Электрическое сопротивление изоляции кабельной линии должно быть не менее 1200 МОм-км. Приведенные значения сопротивления изоляции определяются по формуле
где R — значение сопротивления изоляции, приведенное к единице длины, МОм;
R юн — замеренное значение сопротивления изоляции, МОм;
L — длина кабельной линии, км.
Все электрические испытания кабельных линий за исключением проверки целостности жил проводятся при температуре окружающей среды 20 ± 10 °C [3].
Присоединительные размеры муфты кабельного ввода должны соответствовать размерам рис. 1.126.
Муфта кабельного ввода должна выдерживать со стороны штепсельных наконечников давление трансформаторного масла 1 МПа в течение 20 мин или давление воздуха 0,3 МПа в течение 5 мин.
Виды и нормы испытаний кабельных линий АО «АЛНАС» аналогичны соответствующим видам и нормам для кабельных линий К43.
Упаковка
Кабельные линии К43 наматываются на металлические сварные или сборно-разборные барабаны, при этом последние используются в качестве возвратной тары.
Основные размеры барабанов для кабельных линий К43 приведены табл. 1.57 [3].
Таблица 1.57 Барабаны для намотки кабеля
Диаметр щеки, мм Диаметр шейки, мм Длина шейки, мм
1700 760 (900) 1000
1925 760 (900) 1000
2250 760 (900) 1000
229
Для кабельных линий с кабелями сечениями до 35 мм2 применяются барабаны с диаметром шейки 760 мм, для кабельных линий сечением 50 мм2 должны использоваться барабаны с диаметром шейки 900 мм.
Кабельные линии, изготавливаемые АО «АЛНАС», наматываются на металлические сборно-разборные барабаны соответствующих размеров.
Кабельные линии фирмы REDA
Фирма REDA предлагает широкую номенклатуру кабельных линий и кабелей для установок погружных электронасосов. В зависимости от типов и марок применяемых кабелей обеспечиваются требуемые характеристики кабельных линий REDA.
Конструкции и материалы кабелей фирмы REDA обеспечивают высокие эксплуатационные качества кабельных линий при работе в сильно загазованных и химически агрессивных скважинных средах. Это достигается применением специальных материалов для оболочек, конструкциями бандажей, использованием двухслойной брони и бронелент из гальванически оцинкованной стали или монель-металла.
В качестве основных кабелей фирмой REDA используются кабели типов Redalene (рабочая температура изоляции до 96 °C), Redahot (рабочая температура изоляции до 177 °C), Redablack (рабочая температура изоляции до 204 °C) и Redalead (рабочая температура изоляции до 232 °C).
В кабельных линиях REDA нередко используются основные кабели, составленные из отрезков кабелей разных типов, например, теплостойкого кабеля Redalead (в нижней части основного кабеля) и кабеля Redalene (в верхней его части).
В качестве кабелей-удлинителей кабельных линий REDA используются кабели типа Motorlead с рабочей температурой изоляции до 232 °C.
Каждый тип кабелей REDA имеет свою группу кабелей, различных по конструктивному исполнению и соответственно маркам и обозначениям.
Порядок образования марок и обозначений кабелей REDA приведен в табл. 1.58 [3, 8].
230
Таблица 1,58
Кабели фирмы REDA
Элемент конструкции, параметр Обозначение, материал, исполнение Примечание
Изоляция Р — сополимер полипропилена (вариант обозначения РРЕ); Е — этиленпропилендиеновый каучук EPDM; КЕ — полиимидно-фторопластовая пленка и этиленпропилендиеновый каучук EPDM
Оболочка О — резина на основе нит-рильного каучука Е — этиленпропилендиеновый каучук EPDM L — свинцовый сплав
Бандаж В — оплетка из химически стойких нитей; ТВ — термостойкая пленка и оплетка из химически стойких нитей; F — термостойкая пленка Для кабелей, имеющих общую оболочку, обозначение бандажа следует после обозначение изоляции
Броня G — гальванически оцинкованная стальная лента; М — лента из монель-металла
Рабочее напряжение, кВ —
Исполнение R — круглый F — плоский Может также указываться перед обозначением брони
В конце марки (обозначения) кабеля или перед обозначением брони может быть указан размер его токопроводящих жил по американской проволочной системе AWG. Соответствие применяемых REDA размеров сечениям жил в мм2 (табл. 1.59).
231
Таблица 1.59
Размеры жил кабелей фирмы REDA
Размер по системе AWG Сечение, мм2*
1 42,41 (42,4)
2 33,63 (33,6)
4 21,15 (21,2)
6 13,30 (13,3)
* В скобках указаны округленные значения.
Пример условного обозначения кабеля Redalene с изоляцией жил из сополимера полипропилена в общей оболочке из резины на основе нитрильного каучука, в броне из гальванически оцинкованной стальной ленты, на рабочее напряжение 4 кВ, плоского, сечением токопроводящих жил 13,3 мм2: Redalene (POF)G4F size 6 или Redalene POF 6G4F.
Пример условного обозначения кабеля-удлинителя Motorlead с изоляцией жил из полиимидно-фторопластовой пленки и эти-лен-пропилендиенового каучука, с оболочками из свинцового сплава и бандажами в виде оплеток из химически стойких нитей, в броне из монель-металла на рабочее напряжение 5 кВ, плоского, сечением токопроводящих жил 21,2 мм2: Motorlead (KELB) M5F size 4 или Motorlead KELB 4M5F.
Для некоторых конструкций кабелей REDA в обозначениях дополнительно указываются максимальные рабочие температуры изоляции (°F). Например, RedablacK: (ЕТВЕ-4ОО0) G5R.
ОСНОВНОЙ КАБЕЛЬ
Кабели Redalene
Конструкции кабелей Redalene РРЕО (круглого) и POF (плоского) показаны на рис. 1.116, 6, г, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из сополимера полипропилена;
3 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
232
4 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля (для кабеля РРЕО) или ступенчатого профиля (для кабеля POF).
Конструкция кабеля Redalene РОТВ показана на рис. 1.116, к, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из сополимера полипропилена;
3 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты ступенчатого профиля.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Redalene РРЕО и РОТВ от температуры скважинной среды представлены на рис. 1.127 и 1.128 [3, 8].
Температура среды, °C
Рис. 1.127. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Redalene РРЕО от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
7 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
233
250
<
g 200 ----
CO
f150 — i
g 100 — H Q & § 50 —
0|__
20
Температура среды, °C
Рис. 1.128. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Redalene РОТВ от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
7 - 13,3, 2 - 21,2; 3 - 33,6, 4 - 42,4
Кабели Redahot
Конструкции кабелей Redahot ЕТВО (круглого) и ETBOF (плоского) показаны на рис. 1.116, е, з, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
4 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты
S — образного профиля (для кабеля ЕТВО) или ступенчатого профиля (для кабеля ETBOF).
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Redahot ЕТВО от температуры скважинной среды представлены на рис. 1.129 [3].
234
Рис. 1.129. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Redahot ЕТВО от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2).
1 - 13,3, 2 - 21,2; 3 — 33,6; 4 - 42,4
Кабели RedablacK
Конструкции кабелей RedablacK EER (круглого) и EEF (плоского) показаны на рис. 1.116, б, г, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля (для кабеля EER) или ступенчатого профиля (для кабеля EEF). Кабель EEF может иметь броню, выполненную из двух гальванически оцинкованных стальных лент.
Конструкция кабеля RedablacK EFE показана на рис. 1.116, е, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
235
3 — бандаж из термостойкой пленки;
4 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля.
Конструкции кабелей RedablacK ЕТВЕ-4000 (круглого) и ETBEF-3000 (плоского) показаны на рис. 1.116, е, з, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
4 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля (для кабеля ЕТВЕ-4000) или ступенчатого профиля (для кабеля ETBEF-3000).
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей RedablacK EER и EEF от температуры скважинной среды представлены на рис. 1.130 и 1.131.
Рис. 1.130. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля RedablacK EER от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
236
Рис. 1.131. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля RedabiacK EEF от температуры скважинной среды. Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4 — 42,4
Кабели Redalead
Конструкция кабеля Redalead ELB показана на рис. 1.116, к, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из свинцового сплава;
4 — бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Redalead ELTB показана на рис. 1.116, к, где 1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из свинцового сплава;
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты ступенчатого профиля.
Примечание. Поверх свинцовых оболочек жил имеются бандажные оплетки из химически стойких нитей (на рис. не показаны).
237
Конструкция кабеля Redalead ELBE показана на рис. 1.116, е, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из свинцового сплава и бандаж-оплетка;
4 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Redalead ЕЬВи ELBE от температуры скважинной среды представлены на рис. 1.132, а, б [3].
Кабели Redalead предназначены для эксплуатации в сильно загазованных скважинных средах.
Температура среды, °C
Рис. 1.132. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Redalead от температуры скважинной среды: а — кабель ELB; б — кабель ELBE.
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4 — 42,4
238
Удлинитель с муфтой
Кабели-удлинители Motorlead
Конструкция кабеля Motorlead КЕОТВ показана на рис. 1.116, и, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
6 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Motorlead KELB также показана на рис. 1.118, и, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из свинцового сплава;
5 — бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
6 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Конструкция кабеля Motorlead KELTB аналогична конструкции кабеля Motorlead КЕОТВ, при этом оболочки жил кабеля KELTB выполнены из свинцового сплава.
Муфта кабельного ввода
В кабельных линиях REDA используются несколько вариантов конструкций муфт кабельного ввода. Один из базовых вариантов муфты REDA показан на рис. 1.133 [3].
Муфта кабельного ввода имеет металлический корпус 2, припаянный к броне кабеля-удлинителя 1, изолированные жилы которого герметически заделаны в корпусе с помощью резинового уплотнителя 5, зажатого между шайбами 4 и 6 гайкой 7.
239
4 I
Рис. 1.133. Муфта кабельного ввода кабеля-удлинителя Motorlead:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — бавдаж;
4 — шайба, 5 — уплотнитель; 6 — шайба; 7 — гайка;
8 — наконечник штепсельный
240
Крепление корпуса к кабелю может также осуществляться (взамен пайки) с помощью компаунда, заливаемого в хвостовую полость корпуса муфты. Поверх оболочек и изоляции жил кабеля наложены бандажи 3 из липкой нефтестойкой пленки (за исключением участков жил, расположенных в зоне уплотнения).
Сопрягаемые поверхности уплотнителя, корпуса, шайб и жил кабеля покрыты термостойким клеем.
На концах токопроводящих жил кабеля припаяны штепсельные наконечники 8.
При потере герметичности муфта может быть восстановлена поджатием уплотнителя 5 через шайбу 6 гайкой 7.
При хранении и транспортировке муфта кабельного ввода герметически закрывается транспортировочной крышкой (на рисунке не показана).
Сростка кабелей
Конструктивное и технологическое исполнения сростки кабелей REDA аналогичны исполнению российской сростки кабельных линий типа К43 [3].
Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелей производится опрессовкой с использованием специальных медных гильз.
Заполнение мест соединений токопроводящих жил и изолирование участков сращивания жил оууществляется липкой лентой типа TEMP RC. Поверх этой ленты накладываются бандажи из электроизоляционной фторопластовой ленты с нанесением под каждый слой и поверх последнего слоя клея типа «Pliobond».
Возможны различные замены указанных материалов в зависимости от типов сращиваемых кабелей и требований эксплуатации.
Поверх уложенных вместе срощенных изолированных жил кабелей накладываются защитные покровы (подушка и броня).
Контрольные испытания кабельных линий
Виды контрольных испытаний кабельных линий REDA аналогичны видам контрольных испытаний кабельных линий типа К43. Нормы сопротивления изоляции, электрической прочности и токов утечки изоляции при испытаниях напряжением постоянного тока также на уровне кабельных линий К43.
16 Ивановский
241
Испытания на герметичность муфты кабельного ввода проводятся со стороны штепсельных наконечников давлением воздуха 0,035; 0,07; 0,14; 0,21 и 0,28 МПа с выдержкой 1 мин при каждой испытательной величине давления.
Упаковка
Кабельные линии REDA наматываются на металлические сварные барабаны, основные размеры которых приведены в табл. 1.60.
Таблица 1.60
Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы REDA
Номер барабана Диаметр щеки, мм Диаметр шейки, мм Длина шейки, мм
1 1270 762 1016
2 1676 914 1016
3 1829 914 940
4 1981 1067 1448
5 2134 1067 1448
Примечание Барабан № 3 может использоваться в российских кабеленаматы-вателях.
Кабели фирмы Centrilift
Специально для российских условий эксплуатации фирма Centrilift разработала ряд конструкций кабелей, предназначенных для работы при высоких давлениях и газовом факторе скважинной среды, низких температурах на поверхности скважин и высоких темпах декомпрессии при подъемах установок [3].
Кабели Centrilift CPN
Конструкции кабелей CPN (круглого и плоского) показаны на рис. 1.116, б, г, где
1 — медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свин-цовым припоем;
2 — изоляция из сополимера полипропилена;
3 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля (для круглого кабеля) или ступенчатого профиля (для плоского кабеля).
242
Примечание. У плоского кабеля CPN взамен общей оболочки имеются отдельные оболочки на каждой жиле, выполненные из резины на основе ширильного каучука.
Кабели Centrilift CTN
Конструкции кабелей Centrilift CTN аналогичны конструкциям Centrilift CPN, однако их теплостойкость и морозостойкость выше, чем у кабелей CPN.
Кабель Centrilift СТТ
Конструкция и технические характеристики кабеля Centrilift СТТ аналогичны конструкции и техническим характеристикам плоского кабеля Centrilift СТМ, однако он имеет меньшие, чем у кабеля СТМ, наружные размеры и массу.
Кабели Centrilift CEE
Конструкция круглого кабеля СЕЕ показана на рис. 1.116, е, где
1 — медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — бандаж из термостойкой пленки;
4 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты S-образного профиля.
Конструкция плоского кабеля СЕЕ показана на рис. 1.116, к, где 1 — медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты ступенчатого профиля.
Кабель Centrilift CEL
Конструкция кабеля CEL показана на рис. 1.116, к, где 1 — медная однопроволочная жила, покрытая оловянно-свинцовым припоем;
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из свинцового сплава;
243
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты ступенчатого профиля.
Кабель Centrilift CEL предназначен для эксплуатации в сильно загазованных скважинных средах.
Кабель-удлинитель Centrilift КТЗ
Конструкция кабеля-удлинителя КТЗ показана на рис. 1.116, и, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимцдно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
5 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
6 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабель-удлинитель Centrilift КНТ
Конструкция кабеля-удлинителя КНТ показана на рис. 1.116, д, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабели фирмы Phillips Cables (Канада)
Кабели Devilene R (круглый) и Devilene F (плоский) Конструкция кабеля Devilene R показана на рис.
1.116, б, где
7 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинцовым припоем;
244
2 — изоляция из сополимера полипропилена;
3 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла S-образного профиля; возможен вариант ленты из нержавеющей стали.
Конструкция кабеля Devilene F показана на рис. 1.116, к, где
7 — медная однопроволочная или многопроволочная жила с покрытием проволок оловянно-свинповым припоем;
2 — изоляция из сополимера полипропилена;
3 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука;
4 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля; возможен вариант ленты из нержавеющей стали.
Зависимости длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Devilene R и Devilene F от температуры скважинной среды представлены на рис. 1.134 и 1.135 [3].
Температура среды, °C
Рис. 1.134. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilene R от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
245
Температура среды, °C
Рис. 1.135. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilene F от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 - 13,3; 2 - 21,2; 3 - 33,6; 4 - 42,4
Кабель Deviline
Конструкция кабеля Deviline показана на рис. 1.116, е, где
I — медная однопроволочная или многопроволочная жила (возможно покрытие проволок оловянно-свинцовым припоем);
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
4 — оболочка из резины на основе нитрильного каучука или этиленпропилендиенового каучука EPDM;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла S-образного профиля; возможен вариант ленты из нержавеющей стали.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Deviline от температуры скважинной среды представлена на рис. 1.136 [3].
246
Рис. 1.136. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Deviline от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4— 42,4
Кабель Deviline 400
Конструктивное исполнение кабеля Deviline 400 аналогично конструктивному исполнению кабеля Devilene R. Изоляция жил и оболочка кабеля Deviline 400 выполнены из этиленпропилендиенового каучука EPDM.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Deviline 400 от температуры скважинной среды представлена на рис. 1.137 [3].
Рис. 1.137. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Deviline 400 от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2): 1 — 13,3; 2 — 21,2; 3 — 33,6; 4 — 42,4
247
Кабель Devilead
Конструкция кабеля Devilead показана на рис. 1.116, к, где
1 — медная однопроволочная или многопроволочная жила (возможно покрытие проволок оловянно-свинцовым припоем);
2 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
3 — оболочка из свинцового сплава;
4 — бандаж-оплетка из химически стойких нитей;
5 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля; возможен вариант ленты из нержавеющей стали.
Кабель Devilead предназначен для эксплуатации в сильно загазованных и химически агрессивных скважинных средах.
Зависимость длительно допустимых токовых нагрузок кабелей Devilead от температуры скважинной среды представлена на рис. 1.138 [3].
Рис. 1.138. Зависимость допустимых токовых нагрузок кабеля Devilead . от температуры скважинной среды.
Цифрами обозначены сечения (мм2):
1 -21,2; 2 -33,6; 3 — 42,4
248
Кабели предприятия ZTS
Кабели ЭПОП
Конструкции кабелей типа ЭПОП аналогичны конструкции кабеля Redalead ELB.
Кабели типа ЭПОП предназначены для эксплуатации в сильно загазованных скважинных средах [3].
Кабель-удлинитель КЭПОП
Конструкция кабеля КЭПОП показана на рис.’ 1.116, и, где
1 — медная однопроволочная жила;
2 — первый слой изоляции из полиимидно-фторопластовой пленки;
3 — второй слой изоляции из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из свинцового сплава;
5 — бандаж из термостойкой пленки и оплетки из химически стойких нитей;
6 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты или ленты из монель-металла ступенчатого профиля.
Кабель ППНП и ЭПНП
Конструкция кабеля ППНП и ЭПНП аналогична конструкции кабеля Redalene РОТВ, при этом изоляция жил кабеля ЭПНП выполнена из этиленпропилендиенового каучука EPDM.
Кабель ЭПЭПП
Конструкция кабеля ЭПЭПП аналогична конструкции плоского кабеля Centriline СЕЕ.
Область допустимых токовых нагрузок кабелей ZTS показана на рис. 1.139 [3].
Максимальные токовые нагрузки для кабелей ZTS приведены в табл. 1.61.
249
175
Температура среды, °C
Рис. 1.139. Область допустимых токовых нагрузок кабелей ZTS
Таблица 1.61
Максимальные токовые нагрузки для кабелей ZTS
Сечение токопроводящих жил кабелей, мм' Максимальные токовые нагрузки (А) для кабелей марок
ППНП эпнп эпэпп эпоп ЭПОП-В КЭПОП :
10 30 30 30 50 —
13.3 45 45 45 — 50 65
16 50 50 50 80 — —
21 2 60 60 60 — 67 —
25 — — — 125 — —
Кабели Шенъянского и Тяньзинското
, кабельных заводов (КНР)
Кабель WQPN - 3 кУ
Конструкция кабеля WQPN аналогична конструкции кабеля Redalene РОТВ, при этом бандажи поверх оболочек жил выполнены из фторопластовой и нейлоновой лент.
Кабель WQPQ - 3 кУ
Конструкция кабеля WQPP аналогична конструкции кабеля Redalead ELB, при этом изоляция жил выполнена из полипропилена, а бандажи поверх оболочек — из нейлоновой ленты.
250
Кабель WQEQ - 3kV
Конструкция кабеля WQEQ аналогична конструкции кабеля Redalead ELB, при этом бандажи поверх оболочек хил выполнены из нейлоновой ленты.
Кабель-удлинитель WQJYEQ — 3 kV
Конструкция кабеля WQJYEQ аналогична конструкции кабеля Motorlead KELB, при этом бандажи поверх оболочек жил выполнены из фторопластовой и нейлоновой лент. Кабели WQPQ и WQEQ предназначены для эксплуатации в сильно загазованных скважинных средах.
Максимальные токовые нагрузки на кабели КЕ1Р — 60 А [3].
Кабельная продукция фирмы Kerite (Шотландия)
Фирма Kerite поставляет все комплектующие изделия для кабельных линий установок погружных электронасосов, начиная с основного кабеля и заканчивая удлинителями с муфтами кабельного ввода.
Основной кабель
Кабель типа HTR
Конструкция кабеля E1TR аналогична конструкции кабеля Redablack EFE, при этом возможны варианты брони из монель-металла и нержавеющей стали.
Кабель типа HTRL
Конструкция кабеля HTRL аналогична конструкции кабеля HTR, при этом поверх бандажей из термостойкой пленки каждая изолированная жила имеет оболочку из свинцового сплава. Возможны варианты брони из монель-металла и нержавеющей стали.
Кабель HTRL предназначен для эксплуатации в сильнозага-зованных и химически агрессивных скважинных средах.
Кабель HTF1 предназначен для эксплуатации в искривленных скважинах с сильно загазованными и химически агрессивными средами. Конструкция кабеля типа HTF1 показана на рис. 1.140 [3].
251
Рис. 1.140. Кабель типа HTF1:
1 — медная однопроволочная жила; 2 — барьер из термостойкой пленки; 3 — изоляция из этиленпропилендиенового каучука EPDM;
4 — оболочка из свинцового сплава; 5 — бандаж из термостойкой пленки; 6 — бандаж из перфорированной металлической ленты;
7 — броня из гальванически оцинкованной стальной ленты, ленты из монель-металла или нержавеющей стали ступенчатого профиля
Кабель типа HTF2
Конструкция кабеля HTF2 аналогична конструкции кабеля HTF1, при этом в кабеле HTF2 отсутствуют барьерные пленки поверх токопроводящих жил.
Кабель НТР2 предназначен для эксплуатации в искривленных скважинах с сильно загазованными и химически агрессивными средами.
Кабель типа HTF3
Конструкция кабеля HTF3 аналогична конструкции кабеля Redalead ELTB, при этом в кабеле HTF3 бандажи поверх оболочек жил выполнены из нейлоновой ленты.
Возможны варианты брони из монель-металла и нержавеющей стали.
Кабель HTF3 предназначен для эксплуатации в сильно загазованных и химически агрессивных скважинных средах.
Кабель-удлинитель типа MFL2
Конструкция кабеля-удлинителя MFL2 аналогична конструкции кабеля Redalead ELTB, при этом возможны варианты брони из бронзы и монель-металла.
252
Муфта кабельного ввода
Устройство муфты кабельного ввода удлинителей фирмы Kerite показано на рис. 1.143 [3].
Рис. 1.141. Муфта кабельного ввода кабеля-удлинителя фирмы Kerite:
1 — кабель-удлинитель; 2 — корпус; 3 — шайба; 4 — набор уплотнительных шайб; 5 — шайба нажимная; б — шайба опорная; 7 — кольцо стопорное; 8 — наконечник штепсельный; 9 — пробка; 10 — пружина; 11 — винт нажимной
Муфта кабельного ввода имеет металлический корпус 2, закрепляемый на кабеле-удлинителе 1 с помощью компаунда, заливаемого в хвостовую полость корпуса через отверстие при вывернутой пробке 9. Изолированные жилы кабеля герметически заделаны в корпусе с помощью набора резиновых уплотнительных шайб 4, зажатых между шайбой 3 и нажимной шайбой 5 пружинами 10. Степень сжатия уплотнительных шайб регулируется нажимными винтами 77, ввернутыми в опорную шайбу 6 и воздействующими на пружины. Опорная шайба зафиксирована в корпусе с помощью стопорного кольца 7.
На концах токопроводящих жил кабеля закреплены с помощью резьбовых соединений штепсельные наконечники 8.
При потере герметичности муфта может быть восстановлена поджатием уплотнительных шайб 4 через пружины 10 и нажимную шайбу 5 винтами 77.
253
При хранении и транспортировке муфта кабельного ввода герметически закрывается транспортировочной крышкой (на рисунке не показана).
Кабели фирмы Pirelli (Бразилия) аналогичны по конструкции кабеля Redalene РРЕО, Redablack ELB, Redablack EER и Redablack ЕТВЕ-4000.
Аналогичные кабельные линии выпускает фирма Fujikura Ltd (Япония).
1.4.6.1. Выбор конструкций кабелей для кабельных линий УЭЦН
Выбор конструкций кабельных линий зависит от условий эксплуатации установок ЭЦН, в первую очередь, от температуры скважинной продукции. Часто кроме пластовой температуры используется расчетная величина снижения этой температуры за счет температурного градиента, а также повышение температуры окружающей среды и самого скважинного агрегата за счет нагрева погружного электродвигателя и центробежного насоса. Повышение температуры может быть довольно значительным и составлять 20—30 °C. Другим критерием выбора конструкции кабеля является температура окружающего воздуха, которая влияет на работоспособность и долговечность изоляционных материалов кабельных линий.
Важными факторами, влияющими на выбор конструкцию кабеля, являются свойства пластового флюида — коррозионная активность, обводненность, газовый фактор.
Основные рекомендации по выбору конструкций кабелей для УЭЦН представлены в табл. 1.62 [3].
При подборе и сравнении конструкций кабелей необходимо также учитывать и оценивать следующие основные показатели:
1) рабочее напряжение;
2) допустимые токовые нагрузки при температуре эксплуатации;
3) конструктивное исполнение (круглое или плоское);
4) наружный диаметр (размер) и массу;
5) экономические показатели (цену и параметры надежности).
254
Таблица 1.62
Рекомендации по выбору конструкций кабелей для УЭЦН
Требования по условиям Рекомендуемые конструкции кабелей
Температура скважинной среды (рабочая температура изоляции), °C: до 90 до 95 ‘ до НО до 120 »< до 160 до 230 Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности. Кабели с полипропиленовой изоляцией. Кабели с изоляцией из модифицированного полипропилена. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена высокой плотности. Кабели с изоляцией из фторсополимера. Кабели с изоляцией из этиленпропилендиенового каучука EPDM
Температура воздуха на поверхности при перемотках и динамических изгибах кабеля, °C: до -40 до -51 Кабели с полипропиленовой, полиэтиленовой и фторопластовой изоляцией (конкретнее ограничения по морозостойкости устанавливаются производителем). Кабели с изоляцией и оболочками из этиленпропилендиенового каучука EPDM
Устойчивость к повышенному газосо-держанию в скважинной жидкости Кабели с изоляцией из полиэтилена высокой плотности (в т.ч. сшитого) или полипропиленовой изоляцией, а также кабели со свинцовыми оболочками жил
Устойчивость к воздействию химически агрессивных скважинных сред Кабели со свинцовыми оболочками жил, в броне из нержавеющей стали, монель-металла или бронзы
Расчет падения напряжения в кабельной линии
Данный расчет производится с целью определения рабочего напряжения питающего электротока, который доходит до погружного электродвигателя.
255
Исходными данными для расчета являются:
— сечение токопроводящей жилы основного кабеля (5]), мм;
— сечение токопроводящей жилы кабеля-удлинителя (S2), мм2;
— длина основного кабеля (/,), км;
— длина кабеля-удлинителя (/2), км;
— температура токопроводящих жил кабелей (Т), °C;
— номинальный ток электродвигателя установки (1), А;
— коэффициент мощности электродвигателя (cos ср).
Расчет ведется на температуру, которая является рабочей для данной насосной установки. За температуру токопроводящих жил кабелей (Т) принимается температура наиболее нагретого участка кабельной линии.
Электрическое сопротивление медной токопроводящей жилы кабельной линии (Ом):
Rx = 18,4 {/,/5, + /2/ S2} [1 + 0,004 (Т - 20)] .
В простейшем случае, когда сечения токопроводящих жил основного кабеля и кабеля-удлинителя отличаются не более чем на размер (например, 10 и 6 мм2), электрическое сопротивление жилы кабельной линии рассчитывают как электрическое сопротивление жилы основного кабеля (Ом), т.е.
Rx = = (18,4 / 5,) [1 + 0,004 (Т - 20)/,] .
Падение электрического напряжения в кабельной линии
AU = V3 Iд Rx cos ф, В .
Расчет завершается сравнением напряжения, которое получается в результате вычитания падения напряжения в кабельной линии из величины напряжения на вторичной обмотке трансформатора, и рабочего напряжения, необходимого для работы погружного электродвигателя [3].
256
1.4.6.2. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий
Приспособления для крепления и защиты кабеля
Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спуско-подъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне НКТ. При этом необходимо применять фиксирующие приспособления вблизи участка изменения диаметра колонны, т.е. около муфты или высадки под резьбу. При фиксации кабеля необходимо следить за тем, чтобы кабель плотно прилегал к трубам, а в случае применения плоского кабеля надо следить за тем, чтобы кабель не был перекручен.
Простейшими приспособлениями для крепления кабелей к насосно-компрессорным трубам (НКТ) и узлам погружного насосного агрегата УЭЦН являются металлические пояса с пряжками или клямсы.
Крепление кабеля-удлинителя к узлам погружного агрегата (погружного насоса, протектора и двигателя) осуществляется в местах, указанных в руководствах по эксплуатации данного вида оборудования; крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200—250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты.
Длины поясов в зависимости от места крепления кабеля для российских УЭЦН см. в табл. 1.63 [3].
Таблица 1.63
Пояса для крепления кабеля российского производства
Место крепления кабеля Код пояса Длина пояса, мм
Насосы групп 5, 5А и 6 ЭН-21 /4 472
Насосно-компрессорная труба 60 и 48 ЭН-21 / 1 300
Насосно-компрессорная труба 73 ЭН-21 /2 352
Насосно-компрессорная труба 89 ЭН-21 / 3 402
О Ивановский
257
Фирмой REDA используются крепежные пояса длиной 559 мм (для крепления кабеля на НКТ) и 813 мм (для крепления защитных кожухов кабеля-удлинителя на длине насосного агрегата) в обычном и коррозионностойком исполнениях. Пояса являются изделиями одноразового использования.
Эксплуатация установок УЭЦН в наклонных и криволинейных скважинах потребовала создания приспособлений для крепления кабелей и защиты их от механических повреждений.
Российскими предприятиями ЗАО «Ижспецтехнология» (г. Ижевск) и «Марс-Технология» (г. Москва) разработаны и производятся защитные устройства 1 (ЗУ), состоящие из корпуса и механических замков (рис. 1.142).
Рис. 1.142. Защитное устройство ЗАО «Ижспецтехнология»
Данное устройство устанавливается на муфте НКТ и обладает следующими техническими особенностями:
— обеспечивает простую и надежную фиксацию (осевую и радиальную) на НКТ;
— надежно удерживает и защищает кабель, в т.ч. в аварийных ситуациях;
— не имеет сборно-разборных элементов (винтов, гаек, шплинтов и др.), что исключает их попадание в скважину при монтаже и спуско-подъемных операциях;
258
— предполагает многократное использование;
— монтаж устройства не требует слесарно-монтажного инструмента.
Среди ведущих фирм мира наибольший опыт в разработке, производстве и эксплуатации защитных устройств для кабелей имеет фирма Lasalle (Шотландия).
Цельнометаллические литые протекторы Lasalle отличают следующие характеристики.
— скорость и простота монтажа;
— пригодность к эксплуатации в высокосернистой скважинной среде;
— отсутствие незакрепленных элементов, могущих упасть в скважину;
— возможность многократного использования.
Фирма Lasalle предлагает протекторы для защиты основного кабеля (круглого и плоского) и кабеля-удлинителя на участках колонны НКТ, погружного агрегата установки, обратного и спускного клапанов. Один из вариантов протекторов Lasalle, устанавливаемых на НКТ, показан на рис. 1.143 [3].
Протекторы Lasalle рассчитаны на неподвижную посадку при нагрузках, приведенных в табл. 1.64.
Таблица 1.64
Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
Вид нагрузки Протектор основного кабеля Протектор кабеля-удлинителя для погружного агрегата Протектор кабеля-удлинителя в зоне клапанов
Осевая, т 30 30 30
Радиальная (раздавливающая), т 20 20 30
Вращательная, т 3 6 6
Защитные хомуты кабелей для НКТ аналогичного исполнения предлагаются также фирмой Phoenix (Шотландия).
Отличительными особенностями хомутов Phoenix являются повышенная площадь охвата поверхности НКТ (до 85 %) и унификация для всех размеров одного типа кабеля.
259
Рис. 1.143. Протектор фирмы Lasalle:
1 — корпус; 2 — скоба откидная;
3 — НКТ с муфтой; 4 — болт откидной
1.4.6.З. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок УЭЦН
Устройство НКИ-1
Устройство непрерывного контроля изоляции кабеля погружных насосов НКИ-1 выпускается ЗАО «Нефтяная электронная компания» и предназначено для непрерывного и периодического (в автоматическом режиме) контроля электрической изоляции системы «кабель — двигатель» установки УЭЦН при спуске в скважину без остановки этого процесса.
Устройство позволяет быстро и качественно фиксировать снижение сопротивления изоляции ниже установленной величины с помощью звукового сигнала.
Корпус устройства снабжен универсальной струбциной для крепления его внутри кабельного барабана.
Исполнение устройства — влагозащищенное и виброудароп-рочное [3, 9].
260
Технические характеристики устройства НКИ-1
Контролируемая величина сопротивления изоляции, МОм................................от 0 до 500
Продолжительность работы, ч: в периодическом режиме......................не менее 20
в непрерывном режиме......................не менее 8
Напряжение питания (от встроенной аккумуляторной батареи), В....6,3
Напряжение питания зарядного устройства, В...от 12 до 250
Рабочая температура, °C......................от -40 до 60
Габаритные размеры, мм.......................120x110x280
ЗАО «Нефтяная электронная компания» выпускает и комбинированное устройство обнаружения места повреждения изоляции кабеля погружных насосов ОМПИК-1 предназначено для обнаружения мест с низким сопротивлением изоляции между жилами и броней кабелей и кабельных линий УЭЦН, а также для доремонтных и послеремонтных испытаний кабелей и кабельных линий.
Устройство ОМПИК-1 позволяет определять неисправности кабеля, точное местонахождение, производить ремонт и испытание за один цикл контрольной перемотки кабеля с барабана на барабан.
Используемый в устройстве метод «мягкого» прожига импульсным током позволяет довести сопротивление изоляции места повреждения кабеля до 0—30 Ом без повреждения токопроводящих жил, после чего место неисправности кабеля обнаруживается с точностью до 5 см.
Технические характеристики устройства ОМПИК-1
Напряжение питания переменного тока частотой 50 Гц, В.........................220
Потребляемая мощность, Вт: номинальная............................900
максимальная...........................6000
Габаритные размеры, мм:...................680x300x550
Масса, кг.................................100
261
1.5. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН
1.5.1. Оборудование устья скважины для экксплуатации УЭЦН
В последние годы проведены работы по усовершенствованию оборудования устья скважины, оборудование для спуско-подъемных работ и транспортировки узлов установок ЭЦН. Устье скважин для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии (типа АФК1Э), либо специальным оборудованием.
Так, многие российские фирмы выпускают оборудование устья скважин типа ОУЭН (рис. 1.144).
Рис. 1.144. Схема оборудования устья скважины при эксплуатации ее ЭЦН
Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 5, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъем
262
ным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Все основные узлы оборудования устья унифицированы с узлами фонтанной арматуры и устья штанговых скважинных насосных установок, что существенно упрощает комплектацию оборудования устья и его эксплуатацию. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, диаметр условного прохода запорных органов — 65 мм. Выпускаются модификации оборудования для умеренного (исполнение У) и холодного климата (ХЛ).
Технические характеристики АУЭ и ОУЭН
Условный проход запорных устройств и элементов обвязки, мм..........................65
боковых отводов, мм..............................50
Рабочее давление, МПа............................14
Масса АУЭ, кг...................................160
Масса ОУЭН, кг..................................510
Технические характеристики АФКЭ и АФК1Э
Условный проход ствола, мм.....................65
боковых отводов, мм............................65
Рабочее давление, МПа..........................21
Условный проход подвешиваемых НКТ, мм.........160
Масса, кг.....................................990
1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
Наиболее распространенным способом уплотнения кабелей в устьевой арматуре скважин является их заделка с помощью резиновых сальниковых уплотнителей (шайб) [3].
Варианты узлов заделки кабеля показаны на примере переводников (так называемых «катушек») фонтанной арматуры типа
263
Рис. 1.145. Катушки с кабельным вводом
АФ (рис. 1.145 и табл. 1.65). Данные «катушки» предназначены для эксплуатации в интервале температур от -60 до +100 °C.
Уплотнение российских кабелей производится по изоляции токопроводящих жил, уплотнение кабелей иностранных фирм — по оболочкам жил или по общим шланговым оболочкам (в зависимости от конструкций кабелей). Данный способ трудоемок и не исключает деформацию изоляции и оболочек жил кабелей.
264
Таблица 1.65
Геометрические характеристики оборудования устья для УЭЦН
Обозначение катушки Вариант D Di D2 D3 d4 d a Присоединительные размеры фланцев
верхнего нижнего
210 АФ01000-01 1 211,1 — 380 317,5 — 32 — РД 26-16-40-89 гост 28919-91
210 АФ 02001 2 245 135 — 107,9 190,5 M24 4 5 гост 28919-91
210АФ02 001-01 195 — 102 — 160 M20 4 5 РД 26-16-40-89
210 АФ 00 201 195 — 102 — 160 M20 4 5 РД 26-16-40-89
Рядом ведущих фирм мира разработаны и успешно эксплуатируются узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважин, представляющие собой разъемные герметические соединения концов основного кабеля кабельной линии и питающего наземного кабеля.
Конструкция такого узла, разработанная фирмой BIW (США), показана на рис. 1.146, где соединение муфты основного кабеля 4 с муфтой наземного кабеля 2 осуществляется через соединительную электрическую колодку 3, герметично устанавливаемую в арматуре устья скважины [3].
Соединение муфт 4 и 2 с колодкой 3 осуществляется с помощью накидных гаек 7.
Устьевые выводы кабеля фирмы BIW рассчитаны на рабочие давления до 35 МПа.
Аналогичную конструкцию устьевого вывода кабеля предлагает также фирма COSCO (Канада), рис. 1.147.
Фирмой COSCO разработан также вариант устьевого вывода кабеля без использования соединительной электрической колодки.
Оба варианта устьевого вывода кабеля фирмы COSCO предусматривают фланцевое присоединение к деталям устьевой арматуры с помощью болтов.
Фирма COSCO предлагает исполнения устьевых выводов на рабочие давления 14 и 21 МПа.
265
Рис. 1.146. Узел устьевого вывода кабеля фирмы BIW:
1 — гайка накидная; 2 — муфта наземного кабеля;
3 — соединительная колодка; 4 — муфта основного кабеля
Конструкцию узла устьевого вывода кабеля, в которой муфта основного кабеля сочленяется непосредственно с муфтой наземного кабеля (без промежуточной соединительной колодки), предлагает также фирма HUBER (США), рис. 1.148 [3].
266
Рис. 1.147. Узел устьевого вывода кабеля фирмы COSCO:
1 — муфта основного кабеля, 2 — штепсель муфты основного кабеля; 3 — оправка трубная; 4 — соединительная колодка со штепселем, 5 — фланец;
6 — муфта наземного кабеля, 7 — фланец, 8 — втулка, 9 — болт
В данной конструкции сочленение муфты основного кабеля 4 с муфтой наземного кабеля 7 и их установка в трубной оправке 3 осуществляется с помощью накидной гайки 2.
Фирма HUBER предлагает исполнения устьевых выводов на рабочие давления 14 и 21 МПа.
267
Аналогичные разработки устьевых выводов на рабочие давления до 14 МПа предлагаются также фирмой Lasalle (Шотландия).
Рис. 1.148. Узел устьевого вывода кабеля фирмы HUBER:
1 — муфта наземного кабеля; 2 — гайка накидная;
3 — оправка трубная; 4 — муфта основного кабеля
268
1.5.3. Пункты подключения кабельных линий
Пункты подключения кабельных линий (так называемые «клеммные коробки») устанавливаются между устьем скважины и наземным электрооборудованием УЭЦН таким образом, чтобы соединить наземный питающий кабель с основным кабелем.
Один из вариантов устройств выносного пункта подключения, применяемых на нефтепромыслах России, показан на рис. 1.149. Аналогичные пункты различных исполнений повсеместно используются ведущими фирмами мира.
Рис. 1.149. Пункт подключения выносной:
7 — короб; 2 — низковольтный отсек; 3 — шина; 4 — уплотнительная шайба; 5 — хомут; 6 — дверь; 7 — жалюзи; 8 — заземление брони кабелей; 9 — заземление короба на общий контур; 10— жила наземного питающего кабеля; 11 — жила основного кабеля кабельной линии; 72 — изолятор
269
Например, фирма Centrilift применяет продуваемые клеммные кабельные коробки на 2700 и 5000 В. Наружные размеры таких коробок приведены в табл. 1.66.
Таблица 1.66
Габаритные размеры клеммных кабельных коробок фирмы Centrilift
Рабочее напряжение, В Наружные размеры, мм
Высота Ширина Глубина
2700 254 305 127
5000 508 508 229
1.5.4. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях
Приспособления предназначены для поддержания и ориентирования кабельной линии относительно устья скважины при проведении спуско-подъемных операций с УЭЦН.
На нефтепромыслах России в качестве таких приспособлений используются ролик УЭН-29 и подвеска МЦ1.010.
Технические характеристики ролика УЭН-29 и подвески МЦ1.010 представлены в табл. 1.67.
Таблица 1.67
Характеристики устройств для спуска кабельной линии
Параметр Ролик УЭН-29 Подвеска МЩ.010
Грузоподъемность, кгс 2000 2000
Радиус изгиба кабеля, мм 420 548
Длина, мм 900 1170
Ширина, мм 135 130
Высота, мм 1020 534
Масса, кг 33,1 20,1
Общий вид подвески кабеля УЭЦН представлен на рис. 1.150.
270
Рис. 1.150. Подвеска для кабеля УЭЦН
Подвеска (см. рис. 1.150) состоит из направляющей 1, роликов 2, втулок 3, ограничителей 4 и троса 5. Направляющая выполнена в виде дугообразной рамы из двух уголков, между которыми закреплены ролики и втулки. Спускаемый или поднимаемый кабель направляется и катится по роликам и втулкам. Ограничители предохраняют кабель от случайного выпадения из направляющей. Трос служит для подвешивания подвески к мачте подъемного агрегата. Грузоподъемность подвески 2 т, масса 20 кг.
Ведущими фирмами мира применяются преимущественно подвесные ролики, при этом диаметры роликов определяются нормами на изгиб и конструкциями кабельных линий [3].
1.5.5. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
Установка российского производства (Стерлитамакский завод «Красный пролетарий») УНРКТ-2М смонтирована на раме и может транспортироваться трактором или на автоприцепе.
Управление установкой осуществляется с устья скважины с помощью кнопочного поста управления.
К источнику питания (промысловая сеть напряжением 380 В переменного тока) установка подключается гибким кабелем.
Установка УНРКТ-2М может быть использована также в качестве перемоточного устройства на ремонтных базах.
271
Загрузка и выгрузка барабана в установку и из нее может осуществляться трактором или автомобилем, имеющими специальную траверсу, а также другими грузоподъемными механизмами.
Технические характеристики установки УНРКТ-2М
Грузоподъемность установки, т.................5,0
Мощность электродвигателя, кВт................3,0
Средняя скорость намотки, м/с.................0,25
Частота вращения барабана, мин 1..............2,5
Габаритные размеры, мм........................3980x2350x2930
Масса, кг.....................................2980
Установки УПК-2000 изготовляются Стерлитамакским заводом «Красный пролетарий» в двух вариантах: УПК-2000С на санях и УПК-2000П на двухосном колесном прицепе МАЗ-8925.
Установки УПК-2000 механизируют процессы намотки и размотки кабеля при производстве спуско-подъемных операций с УЭЦН, а также позволяют осуществлять погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов (в т.ч. с кабелем и кабельными линиями) [3].
Установки УПК-2000 могут быть также использованы для перемотки ремонтируемого кабеля на ремонтных базах.
Установки УПК-2000 имеют станции управления, обеспечивающие синхронную работу УПК-2000 с подъемным ремонтным агрегатом и позволяющие управлять УПК вручную с кнопочного поста у устья скважины, а также автоматически.
Станции управления установок УПК-2000 рассчитаны на напряжение промысловой сети 380 В переменного тока, при этом напряжение цепи управления снижено с помощью трансформатора до 12 В.
Установка Омского завода нефтедобывающего оборудования предназначена для намотки кабеля на барабан при подъеме УЭЦН из скважины с одновременным прогревом (в зимнее время) второго барабана с кабелем, подлежащего спуску в эту же скважину.
Установка смонтирована на автоприцепе и имеет кабелеуклад-чик с аварийной резкой кабеля, намотчик с регулируемым тиристорным электроприводом, кабину прогрева кабеля, стационарный пульт управления намоткой (вымоткой) и выносной пульт.
272
Электрокалориферы прогрева кабеля работают в автоматическом режиме. В случае падения УЭЦН в скважину кабель автоматически отсекается на кабелеукладчике [3].
Технические характеристики установки для намотки кабеля
Мощности электропотребления, кВт: электрокалориферов.............................50
намотчика.......................................4
привода кабелеукладчика.........................0,55
Максимальная масса одного барабана с кабелем, кг...5000
Диаметр кабельного барабана, мм....................1900
Габаритные размеры, мм: длина..........................................8200
ширина..........................................2500
высота с прицепом...............................3800
Длина выносных кабелей, м..........................30
При транспортировке установка может быть загружена одним барабаном с кабелем и одним пустым барабаном.
Установка имеет автономную систему погрузки-выгрузки барабанов.
Самоходная моталка катушки кабеля погружного насоса Омского завода нефтедобывающего оборудования предназначена для намотки (вымотки) кабеля при спуско-подъемных операциях с УЭЦН, для размещения барабанов (с кабелем и без него) на территории скважины и для нагрева кабеля в зимнее время.
Моталка выполнена на колесном ходу. Единый электропривод служит для вращения колес и кабельного барабана. Перемещение моталки по территории скважины возможно в пределах длины питающего кабеля. Самопогрузка и выгрузка моталки на транспортное средство и с него осуществляется по трапам, служащим также опорными площадками под колесами.
Для подъема кабельного барабана над землей используются ручные винтовые домкраты. Обогрев кабеля в зимнее время осуществляется с помощью съемного блока электрокалориферов и матерчатого тента над кабельным барабаном; при этом участок кабеля, располагаемый между моталкой и устьем сква-
18 Ивановский
273
жины, в случае остановки в работе также может быть обогрет с помощью рукава, охватывающего кабель и продуваемого горячим воздухом.
В случае падения УЭЦН в скважину кабель автоматически отсекается на кабелеукладчике.
Технические характеристики самоходной моталки
Самоходная скорость, м/с...........................0,07
Максимальная скорость намотки (вымотки) кабеля, м/с..............................0,25
Мощность электропривода, кВт....................от 3 до 4
Мощность двух электрокалориферов, кВт................50
Масса, кг..........................................1500
Габаритные размеры, мм...................3000x2200x2300
Установки для намотки и размотки кабелей ведущих фирм мира
Среди установок для намотки и размотки кабелей для УЭЦН, изготовляемых иностранными фирмами, наибольший интерес представляют агрегаты фирмы Lasalle (Шотландия), предназначенные для эксплуатации при температуре окружающей среды до -50 °C.
Основной агрегат фирмы Lasalle состоит из кабельного авто-наматывателя, размещенного в утепленном взрывозащишенном контейнере, установленном на буксировочном основании.
Загрузка барабана с кабелем в агрегат осуществляется через двери в задней части контейнера. Подъем барабана при установке в автонаматыватель производится с помощью вертикальных гидравлических домкратов.
Внутри контейнера располагаются также пульт управления намоткой (размоткой) и рабочий верстак для ремонта и сращивания кабеля.
Основные технические характеристики основного агрегата даны в табл. 1.68.
Агрегат с загрузкой кабельного барабана сверху, также изготовляемый фирмой Lasalle, состоит из кабельного автонаматы-
274
Основные технические характеристики агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
Таблица 1.68
Параметр Основной агрегат Агрегат с загрузкой барабана сверху Самозагружающийся агрегат Кабелена-матыватель Lasalle-REDA
Скорость вращения барабана, об/мин 0-10 0-10 0-10 0-10
Максимальная масса барабана с кабелем, кг Размеры кабельного барабана, мм: 5443 5443 5443 12000
диаметр 1270-1981 1270-1981 1270-1981 до 2298
ширина 1736 1736 1736 до 1650
Мощность электронагревателей для обогрева Габаритные размеры, мм: 6,5 6,5 6,5 10
длина 4876 5590 6860 5486
ширина 2440 2900 2895 2440
высота 2750 3060 3050 2490
Масса (без кабельного барабана), кг 5000 7000 9500 8165
вателя, размещенного в утепленном взрывозащищенном контейнере, установленном на буксировочном основании. Внутри контейнера размещены также изолированная кабина управления и рабочий верстак для ремонта и сращивания кабеля.
Загрузка барабана с кабелем производится сверху через закрываемый люк потолка.
275
Самозагружающийся агрегат фирмы Lasalle конструктивно выполнен аналогично агрегату с загрузкой кабельного барабана сверху, при этом система рольгангов и гидравлических домкратов позволяет закатывать барабаны с кабелем в контейнер (и выкатывать из него), а также производить их загрузку и выгрузку без использования дополнительных подъемных механизмов через двери, расположенные в торце контейнера.
В сотрудничестве с фирмой REDA фирмой Lasalle разработан также кабеленаматыватель, рассчитанный на работу с кабельным барабаном повышенных габаритов и массы при температуре окружающей среды от -50 до +40 °C.
Агрегат состоит из кабельного автонаматывателя, размещенного в утепленной взрывозащищенной кабине, установленной на рамном основании, имеющем специальные штанги для погрузки на транспортные средства.
Все агрегаты фирмы Lassale имеют подвесные блоки, обеспечивающие ориентацию выматываемого кабеля относительно устья скважины.
Агрегат имеет двухзахватный механизм подъема кабельного барабана, съемные наклонные направляющие и механизм для затаскивания барабана в кабину через двери.
В кабине имеется передвижной верстак для сращивания кабеля.
Основные технические характеристики кабеленаматывателя Lasalle — REDA см. в табл. 1.68.
Аналогичное оборудование для намотки и размотки кабеля разработано в сотрудничестве с фирмой REDA компанией A. Comeau & Associates Ltd (Канада).
1.5.6. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов УЭЦН на устье скважин
Установка ЭЦН чаще всего имеет довольно большую длину (до 25 м и более), в связи с чем монтаж отдельных узлов и заправка маслом погружного электродвигателя и гидрозащиты проводится непосредственно на устье скважины. Для проведения этих работ применяются специальные виды инструментов и приспособлений.
276
Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 предназначен для подъема спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки гидрозащиты, секций насоса и всего насосного агрегата.
Монтажный хомут-элеватор (рис. 1.151) состоит из корпуса 1, затвора 2, двух откидных болтов 3 и двух гаек 4. Откидные болты вращаются вокруг осей 5. Корпус представляет собой скобу с приваренными к ней проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 6. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеется кольцевой выступ, который при закрытии элеватора входит в кольцевую проточку на головке секции насоса или гидрозащиты. Грузоподъемность монтажного хомута-элеватора 3 т, масса 12,5 кг.
Рис. 1.151. Монтажный хомут-элеватор ХМ-3
277
Хомут-элеватор ХМД-2 предназначен для подъема, спуска, удержания на весу или на фланце колонной головки секций электродвигателя.
Хомут-элеватор (рис. 1.152) состоит из корпуса 1, затвора 2, откидного болта 3 и гайки 4. Затвор вращается вокруг оси 5, а откидной болт — вокруг оси 6. Корпус представляет собой скобу с проушинами, в которых имеются окна и отверстия для стропов и штырей 7. На внутренних поверхностях корпуса и затвора имеются выступы. Грузоподъемность хомута-элеватора 2 т, масса 11 кг.
Рис. 1.152. Хомут-элеватор ХМД-2
278
Заправочный насос МЦ2 предназначен для заправки электродвигателя и гидрозащиты диэлектрическим маслом.
Заправочный насос (рис. 1.153) состоит из емкости 1, в которую вмонтирован ручной поршневой насос 2. Масло ручным насосом нагнетается по шлангу 3 через присоединительный штуцер 4 в заправляемый двигатель. Масло в емкость заливается через горловину 5. Объем емкости 20 литров.
Рис. 1.153. Заправочный насос МЦ2
279
Для контроля давления масла в электродвигателе и протекторе при проверке герметичности соединения секций электродвигателя, соединения кабеля и протектора с электродвигателем в процессе монтажа на скважине предназначен опрессовочный штуцер с манометром.
Для контроля затяжки крепежных деталей при монтаже погружной установки служит динамометрический ключ. Ключ состоит из профилированного трубчатого корпуса, внутри которого концентрично размещены рычаг и подпружиненный ролик. Регулировка ключа производится сжатием пружины при навинчивании рукоятки на корпус и фиксируется контргайкой. На наружном конце рычага устанавливается необходимого размера гаечный ключ. При превышении допустимой величины момента затяжки в процессе монтажа рычаг ключа, проворачиваясь вокруг пальца и сжимая пружину, ударяет по корпусу. Толчок и звук удара являются предупредительным сигналом о необходимости окончания завинчивания крепежной детали.
Вилка для кабельной муфты используется для отделения корпуса муфты от головки электродвигателя при демонтаже установки.
1.6. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
Установка скважинного центробежного насоса постоянно совершенствуется, увеличиваются эффективность, надежность и долговечность ее узлов, снижается стоимость установок, и проверяются принципиально новые схемы установок.
Наиболее широко до недавних пор велись работы по усовершенствованию узлов электрооборудования установок, имеющих наименьшую надежность и долговечность при нормальных условиях эксплуатации. Опыт такой эксплуатации установок показал, что до 80 % всех подземных ремонтов вызвано выходом из строя электродвигателя, его гидрозащиты и кабеля. Естественно, первоочередная задача в таких условиях — совершенствование этих узлов и станции управления, которая должна защищать их от аварийных режимов.
280
Например, на АО «АЛНАС» проведены работы, в результате которых было повышено сопротивление изоляции погружного электродвигателя (ПЭД) на порядок (с 200 до 2000 МОм).
Внедрено тестирование изоляции ПЭД по индексу поляризации, что существенно повышает эксплуатационную надежность электродвигателей.
Опробованы и находятся в стадии внедрения новые выводные провода, которые обладают лучшей термостойкостью, сопротивлением изоляции, меньшими токами утечки, меньшим и стабильным размером наружного диаметра. Для пропитки статоров опробован новый компаунд, в котором практически нет летучих веществ, в результате чего удалось добиться лучшего заполнения пазов. Компаунд термостоек при температуре 180— 200 °C, при опытной пропитке показал сопротивление изоляции электродвигателя 2000 МОм при температуре 126 °C
Разработана, изготовлена и прошла промысловые испытания опытная партия кабельных муфт, конструктивно выполненных по принципу гермовводов. Наконечники муфты залиты в изоляционном материале, что обеспечивает их герметичность и исключает продольное перемещение. Герметичность соединения с головкой ПЭД обеспечивается радиальным уплотнением.
В той же фирме на протяжении ряда лет изготавливались двигатели, оснащенные погружными датчиками системы телеметрии СКАД-2. В настоящее время в кооперации с Ижевским радиозаводом, создали и поставили на промысловые испытания двигатели типа 6ПЭД с системой телеметрии нового поколения. Погружной блок системы вынесен и крепится ниже компенсатора специального исполнения. Новая система телеметрии позволяет контролировать и регистрировать следующие параметры:
• давление окружающей среды;
• температуру окружающей среды;
• давление во внутренней полости двигателя;
• температуру обмотки электродвигателя;
• уровень вибрации в двух плоскостях;
• токи утечки (сопротивление изоляции) системы трансформатор — кабель — электродвигатель.
В 2000 году начато серийное производство двигателей типа 6ПЭД. При этом решен вопрос и об обеспечения необходимого сервисного сопровождения внедрения новой системы телеметрии у потребителей.
281
Несмотря на то, что на сегодня многие потребители удовлетворены конструкцией и эксплуатационной надежностью гидрозащиты МГ-51, специалисты АО «АЛНАС» считают, что она устарела и не может успешно работать в условиях высокого газопроявления и высокой температуры. В связи с этим «АЛНАС» разработал и поставил на промысловые испытания гидрозащиту МГ-54, в которой протектор выполнен двухкамерным и без-диафрагменным. Каждая камера имеет продублированные газоотводные клапаны. Компенсатор имеет диафрагму, которая снаружи контактирует не с пластовой жидкостью, а с соленой водой или с жидкостью глушения, что уменьшает вероятность попадания газа внутрь двигателя сквозь диафрагму.
Как уже указывалось ранее, одним из самых ненадежных узлов электродвигателя является изоляция обмоточного провода статора двигателя. Два ее недостатка вызывают наибольшее число отказов — недостаточные изоляционные качества и недостаточная теплостойкость. Для их ликвидации ведутся работы по применению новых изоляционных материалов, в частности, на базе фторопластов и по улучшению качества масла, заполняющего двигатель. Эти новые материалы позволяют повысить температуру окружающей среды или увеличить мощность, отбираемую от двигателя.
Все шире применяются на российских нефтяных промыслах так называемые «параметрические электродвигатели», имеющие достаточно гибкую нагрузочную характеристику (рис. 1.154).
Параметрические погружные электродвигатели системы Н. В. Яловеги (РППЭД-Я) номинальной мощностью от 38 до 126 кВт выпускаются ООО «Алмаз» (г. Радужный, Тюменской обл.).
Технические показатели двигателей РППЭД-Я приведены в табл. 1.69.
Окружающая рабочая среда — нефть с различной степенью обводненности, содержащая растворенный парафин и механические примеси. Давление жидкости в месте подвески электродвигателя — не более 25 МПа (250 кгс/см2).
Электродвигатели типа ПРЭД — изготовитель ООО «При-вод-ПЭУ» (г. Лысьва Пермской обл.) позволяют регулировать число оборотов электродвигателя за счет изменения напряжения. Основные характеристики параметрических электродвигателей двух типоразмеров представлены в табл. 1.70 [13].
282
Основные технические данные и характеристики параметрических двигателей РППЭД -Я
Таблица 1.69
Параметр Единица измерения Величина Величина Величина Величина Величина
Мощность кВт 38,4 46,0 62,1 86,5 126,0
Напряжение линейное В 775 930 1240 1705 2485
Ток рабочий А 42 42 42 42 42
Ток холостого хода А Не более 22 Не более 22 Не более 22 Не более 22 Не более 22
Частота сети Гц 50 50 50 50 50
Частота вращения об/мин 2820 2820 2820 2820 2820
Коэффициент мощности 0,82 0,82 0,82 0,82 0,82
кпд % 84 84 84 84 84
Температура окружающей среды, не более Скорость потока охлаждающей •с 90 90 90 90 90
жидкости Габариты: м/с 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
поперечный ММ 117 117 117 117 117
Длина мм 2533 3297 4061 4825 6735
Таблица 1.70
Основные характеристики некоторых представителей параметрических двигателей ПРЭД
Тип эл. двигателя Характеристика
и„ (В) 1н (А) Р (кВт) кпд COS (р ^НОМ об/ МИН.
ПРЭДУ117-15-35(2) 440 33 15 72ч80 0,78ч-0,855 2760
ПРЭДУ103-23-65(5) 550 40 23 72-80 0,78ч-0,85 2650
283
Изготовитель допускает колебание напряжения при различных интервалах регулирования оборотов до +20...-50 %. Зона устойчивой работы ПРЭДУ по частоте вращения вала — п = (75—85) % лн; по напряжению — U = (50—100) % UH.
Анализ применения электродвигателей ПРЭД и РППЭД в комплекте с насосами типа ЭЦН показал, что кроме досто
284
инств такого вида привода (плавный запуск, более гибкая характеристика УЭЦН, малая длина двигателя), существуют и недостатки:
— высокие значения рабочего тока повышают потери в кабеле на 30-^38 %;
— удельный расход электроэнергии на тонну добываемой жидкости выше на 1CR20 %;
— параметрический электродвигатель за счет повышенного скольжения имеет более низкую частоту вращения, что приводит к снижению напорной характеристики, увеличению длины насоса для компенсации напора, увеличению затрат.
Продолжаются работы по улучшению изоляционных свойств кабеля, герметичности и стойкости его брони против коррозии.
Заводом фирмы «АЛНАС» созданы опытные образцы установок с частотой вращения ротора в 6000 об/мин с однопроводной линией питания. Первые установки проходят промысловые испытания в АО «Татнефть». В состав установки входит вентильный электродвигатель мощностью 45 кВт, ротор которого выполнен на постоянных магнитах, и короткий (65 ступеней) насос производительностью 100 м3/сут с напором 1400 м. Питание двигателя осуществляется по одножильному кабелю от специальной станции управления типа СУВ. К нижней части двигателя крепится специальное электронное устройство — инвертор, который преобразует постоянное напряжение в трехфазное переменное. Погружная часть установки в 2,5 раза короче серийного аналога, КПД электродвигателя достигает 92%. Привод обеспечивает мягкий пуск и остановку, а также регулирование частоты вращения от 3 000 до 6 000 об/мин, что позволяет оптимально сочетать параметры установки и скважины. Однопроводный кабель более надежен, а за счет его удешевления вся цена установки не намного будет выше цены обычной серийной установки аналогичной производительности и напора.
Применение установки вентильного двигателя может значительно снизить себестоимость добываемой нефти и увеличить добычу на 10—15 % за счет:
— экономии электроэнергии на 10—15 %, т.к. КПД вентильного двигателя — 0,95 (асинхронного — 0,8);
285
— увеличения срока службы погружного оборудования и скважины за счет установки оптимального режима добычи;
— возможности монтажа и спуска оборудования в скважину со сложной геометрией, т.к. данная установка имеет общую длину всего 6 м;
— работы в скважине с переменным дебитом, «раскачка скважины».
Реактивные потери в двигателе и кабеле на 20—25 % ниже, чем у асинхронного двигателя, что также позволяет снизить, потребление электроэнергии
УЭЦН с вентильными ПЭД кроме расширения областей применения имеют и такое существенное преимущество, как возможность автоматического подстраивания работы установки к условиям работы системы «пласт — скважина — насосная установка». Это происходит, во-первых, за счет гибкой характеристики вентильного ПЭД, которая является практически характеристикой ЭД постоянного тока. Во-вторых, инверторный блок, встроенный в погружной насосный агрегат, позволяет отлеживать параметры работы системы «пласт — скважина — насосная установка» и изменять, при необходимости, режим работы насосного агрегата.
Необходимо отметить, что параллельно с АО «АЛНАС» работами над установками ЭЦН с использованием погружных вентильных двигателей заняты еще несколько отечественных фирм. Так, например, фирма «КБ Нефтемаш» спроектировало и выпускает установку «ЦУНАР-100» [14].
Приводом данной установки является маслозаполненный электродвигатель вентильного типа с ротором на постоянных магнитах из редкоземельных металлов.
Гидрозащита состоит из двух модулей — лабиринтного и диафрагменного типа.
Кабель для питания электродвигателя используется, в зависимости от типа блока управления двигателем, либо трехжильный. либо двухжильный, либо одножильный,
Преобразователь частоты вращения двигателя выпускается двух типов — на транзисторных элементах типа ЮВТ (импортные) и на тиристорных элементах отечественного производства.
286
Блок управления может оснащаться специальным эхолотом, обеспечивающим автоматическую адаптацию подачи установки к изменяемому притоку скважины (отслеживается по значению динамического уровня).
Технические характеристики «ЦУНАР-100»
Подача, м’/сут.......................20—100
Напор, м в. ст.......................до 2000
Мощность эл. двигателя, кВт..........35
Частота вращения, об/мин.............до 10000
Коэффициент полезного действия, %....до 45
Средний ресурс работы установки до капитального ремонта, час......... 30000
Габаритные размеры, Z)xZ мм ........ 118x4600
Масса, кг............................250
Насос агрегата «ЦУНАР-100» — центробежный модульный высокооборотный с напором одной ступени до 40 м водяного столба.
Один модуль насоса содержит 24 ступени и развивает напор до 1000 м водяного столба. Рабочие колеса выполнены из вы-сопрочного титанового сплава, что позволяет работать в нефтесодержащей пластовой жидкости с температурой до 90 °C, состоящей из смеси нефти, попутной воды, нефтяного газа и сероводорода с pH 6,0...8,5 и плотностью до 1400 кг/м3 с содержанием твердых включений (механических примесей) до 2 г/л.
Насос может оснащаться специальным газосепаратором.
Характеристика насоса агрегата «ЦУНАР-100» представлена на рис. 1.155.
Успешно проведены стендовые и промысловые испытания вентильных погружных двигателей, которые разработаны по заданию НК «Лукойл». Начиная с 2001 г. начато серийное изготовление этих двигателей для комплектации установок ЭЦН.
Несмотря на одинаковые теоретические предпосылки проведения работ по созданию и освоению производством погружных электродвигателей вентильного типа, итоговые рекомендации различных разработчиков существенно отличаются друг от друга.
287
♦ sooo швоос *7000 xzjdo квосз «tsoo »«ooo amoo «10070
Рис. 1.155. Характеристика насоса агрегата «ЦУНАР-100»
Так, например, специалисты «КБ Нефтемаш» считают самым рациональным применять ЭЦН с вентильным двигателем при частотах вращения не менее 6500—7000 об./мин, АО «АЛНАС» считает эту же скорость вращения (6000 об./мин) предельно возможной, а специалисты НК «Лукойл» вообще планируют ограничить скорость вращения ротора насоса величиной в 4000 об./мин. Правда, все разработчики едины во мнении о том, что применение вентильных ПЭД позволяет осушествлять плавный запуск установки ЭЦН и глубокое регулирование добычных возможностей данного вида оборудования. Кроме того, значительное изменение рабочего тока вентильного электродвигателя при разных нагрузках позволяет проводить диагностику состояния погружного агрегата. Высокий КПД и отсутствие нагрева ротора ПЭД приводит к снижению температуры масла в полости двигателя и гидрозащиты, что обеспечивает повышение надежности работы ПЭД, особенно в условиях малых подач скважинной жидкости и высокой пластовой температуры.
При нормальных условиях эксплуатации собственно скважинный центробежный насос выходит из строя значительно реже, но и здесь необходимо усовершенствование его, в частности — для увеличения КПД.
288
С другой стороны, постоянное усложнение условий эксплуатации УЭЦН приводит к необходимости коренного пересмотра конструкции как самого насоса, так и его составляющих: рабочих колес, направляющих аппаратов, промежуточных и концевых радиальных и осевых опор, валов.
Уже созданы, прошли промысловые испытания и широко начали использоваться насосы АО «АЛНАС» типа ЭЦНА5-45 («Анаконда») с рабочей частью характеристики от 10 до 70 м3/сут [5].
Необходимость создания таких насосов вызвана недостаточной надежностью серийных малодебитных насосов ЭЦН5-20 и их низкого КПД и, самое главное, тем, что эти насосы являются альтернативой серийным насосам типа ЭЦН5-50. Использование этих насосов, имеющих восходящую ветвь в левой зоне напорной характеристики, может привести к срыву подачи. Напорная характеристика насоса ЭЦНА5-45 имеет постоянно падающий характер, что обеспечивает устойчивую работу насоса в зоне малых подач, более высокую, чем у ступеней насоса DN 280 (REDA), напорность и достаточно высокий КПД.
Продолжая тему малодебитных насосов, нельзя не остановиться на работе АО «АЛНАС» и АО «Завод «Борец» по созданию насосов с номинальной подачей 30, 50 и 80 м3/сут в габарите 5А. В настоящее время закончены лабораторные испытания модельных ступеней с оптимизацией их параметров и проточной части, освоено изготовление указанных насосов, которые начали поступать на нефтяные промыслы России.
Анализ характеристик показал, что напорность новой ступени с номинальной подачей 50 м3 возрастает на 0,65 м или на 15 %, а для ступени на 80 м3 — на 1м или на 20 %.
В этом случае при использовании 5-метровой секции насоса можно достичь напора в 1000 м. Кроме того, напорная характеристика этих насосов имеет непрерывно падающую форму (следовательно, насос можно эксплуатировать в широком диапазоне подач) и превосходит по напорности аналог фирмы REDA (DN 440 и DN675).
Насосы с двухопорными ступенями показывают хорошую работоспособность в условиях повышенного содержания КВЧ. Так, в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» наработки этих насосов превышают на сегодня 400 суток и значительно превосходят наработки обычных насосов. Заводами фирм «Лемаз», «АЛНАС»,
289
19 Ивановский
«Новомет» и «Борец» освоено производство насосов с двухопорными ступенями производительностью 25, 50, 60, 80, 125 и 400 м 3/сут.
На базе насосов с двухопорными ступенями упомянутыми выше российскими фирмами созданы образцы насосов износостойкого исполнения производительностью 60 и 80 м3/сут, в которых применение керамических радиальных концевых и промежуточных подшипников позволяет эксплуатировать их при содержании механических примесей до 1000 мг/л. Насосы успешно прошли промысловые испытания в различных нефтяных регионах страны.
Учитывая, что насосы повышенной износостойкости могут работать в тяжелых условиях после гидроразрыва пластов и пользуются все большей популярностью у российских нефтяников, заводы планируют в ближайшее время освоить выпуск насосов с двухопорной конструкцией ступеней по всей номенклатуре подач, т.е. дополнительно к освоенным еще 200, 160, 250, 500, 800 м 3/сут и более.
В насосах типа ЭЦН начали широко применяться рабочие колеса новой конструкции — центробежно-вихревые (разработчик — АО «Новомет», г. Пермь), изготовленные с помощью технологий порошковой металлургии. Новая конструкция и технология на 20 % и более повышают напор, создаваемый одной ступенью насоса, а также увеличивают КПД ступени (4].
Применение для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов технологии точного литья, например, — по выплавляемой модели, позволяет на один-два класса повысить чистоту поверхности (снизить высоту неровностей) проточной части ступени, что существенно повышает их КПД и напор.
В насосах с повышенной коррозионной стойкостью повышается гарантированная наработка на отказ за счет возрастания стойкости применяемых материалов деталей и защиты части деталей от непосредственного активного воздействия агрессивной среды.
Для улучшения условий эксплуатации насосов и облегчения сборки скважинного агрегата, спуска его в скважину и подъема совершенствуется вспомогательное оборудование — оборудование устья скважины, приспособления для спуско-подъемных операций и т.д.
290
В то же время принципиальное изменение схемы спуска погружного агрегата в скважину может существенно повысить эксплуатационные качества, эффективность и другие показатели установок. Поэтому не снят с повестки дня вопрос о «перевернутой схеме» УЭЦН для беструбной эксплуатации скважин (рис. 1.156).
Применение этой схемы агрегата,
спускаемого на кабель-канате, позволяет существенно увеличить диаметральный габарит как погружного электродвигателя, так и насоса. Этот фактор позволяет в 1,3—2,5 раза повысить подачу и напор ступени, а также значительно повысить мощность и КПД установки.
Такая схема агрегата позволяет принципиально изменить характер спускоподъемных работ и резко увеличить габариты погружного агрегата (насоса и двигателя). Кроме того, при этой схеме подъем жидкости может осуществляться по обсадной колонне, что снижает гидравлические потери в трубах (по сравнению с подъемом жидкости по НКТ) и уменьшает металлоемкость установки. При этой схеме в погружном агрегате внизу находится насос, выше — гидрозащита двигателя и еще выше — сам электродвигатель. Токоподводящий кабель подсоединяется к обмотке статора у верхнего торца двигателя.
Насос имеет прием у нижнего торца и выход жидкости в обсадную колонну вверху, у соединения насоса с гидрозащитой. Для разобщения полостей приема и нагнетания насос устанавливается
Рис. 1.156. Схема установки ЭЦН с кабель-канатом
291
на пакер, предварительно опущенный в скважину. Скважинный агрегат спускается на кабеле, как на канате, поэтому кабель должен выдерживать вес агрегата, собственный вес и усилие срыва агрегата с пакера. Для глубины около 1300 м нагрузка на канат составляет (с некоторым запасом) примерно 100 кН. Кабель-канат имеет конструкцию, отличную от обычной конструкции кабеля. В одной из конструкций кабеля его броня заменена гру-зонесущей оплеткой, состоящей из двух рядов проволоки, навитых в разных направлениях. Опытные и расчетные работы показали, что спуск агрегата на кабель-канате дает возможность примерно в 2 раза увеличить мощность и подачу погружного насоса. Спуск и подъем глубинного агрегата ускоряется в 10—20 раз, ликвидируются трудоемкие работы с НКТ, улучшаются энергетические показатели установки и уменьшается ее металлоемкость.
Применение кабель-канатной схемы установки ограничено некоторыми недостатками. Во-первых, еще не разработан кабель-канат с достаточно малым диаметром, достаточной гибкостью и ремонтоспособностью. Последнее особенно важно, так как частые нарушения целостности шланга кабеля и его изоляции требуют местного ремонта, что в кабель-канате необходимо делать, не нарушая грузонесущей оплетки. Во-вторых, отсутствуют средства, предотвращающие отложение парафина и солей на стенках обсадной колонны. Это создает опасность образования пробок при подъеме агрегата. Большое количество газа в откачиваемой жидкости не создает дополнительных трудностей, так как подача агрегатов большая и в этом случае, как и при обычном трубном варианте, практически весь газ идет в насос. Другие недостатки, выявленные при опытных работах (ухудшение работы гидрозащиты из-за высокого абсолютного давления окружающей среды, необходимость в специальной лебедке с повышенным усилием натяжения наматываемого кабель-каната) не столь принципиальны.
Другое направление в разработке новых схем погружных насосных агрегатов (рис. 1.157) связано с использованием наматываемых (гибких) безрезьбовых труб. На этих трубах спускается обычный насосный агрегат, описанный в данной главе. Достоинство такой схемы спуска агрегата — ускорение и уменьшение трудоемкости спуско-подъемных операций, а так
292
же возможность спуска ЭЦН в наклонные скважины. Эта возможность появляется при размещении кабеля внутри гибкой трубы, что защищает кабель от механических повреждений.
Рис. 1.157. Установка ЭЦН, спускаемая в скважину на наматываемых (гибких) трубах:
1 — крепление кабеля, 2 — гибкая труба, 3 — кабель, 4 — подсоединение гибких труб, 5 — двигатель, 6 — протектор, 7 — насос, 8 — входной модуль
293
1.7. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДЕТАЛЕЙ УСТАНОВОК ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ИХ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
Выбор конструкции и высококачественных конструкционных материалов для изготовления узлов и деталей установок погружных центробежных насосов определяется высокими требованиями к надежности этого вида оборудования. Отказы УЭЦН приводят к большим потерям объемов добываемой нефти, а также к большим затратам на проведение текущих или капитальных подземных ремонтов скважин. Например, стоимость текущего подземного ремонта скважины, оборудованной УЭЦН, в зависимости от региона добычи нефти, колеблется в пределах от 30 до 100 тысяч рублей, затраты на проведение капитального ПРС могут превышать миллион рублей. При использовании высокодебитных центробежных насосов стоимость добываемой в сутки нефти может составлять более 2 млн. рублей, соответственно и финансовые потери при простое такой установки составляют такую же сумму.
Материалы для изготовления основных деталей насосов приведены в табл. 1.71 [3].
Срок службы насосов и межремонтный период их работы определяется конструкцией насосов и коррозионно- и абрази-востойкостью их деталей, в основном рабочих органов.
В зависимости от требуемой коррозионной стойкости для изготовления рабочих органов применяются материалы различного химического состава (табл. 1.72) [3].
Цериево-бористый чугун СЧОЗЦ01Б применяется в основном для насосов обычного исполнения.
Цериево-бористый чугун отличается от обычного серого чугуна весьма мелкой микроструктурой и повышенными эксплуатационными свойствами. Одним из отрицательных технологических свойств цериево-бористого чугуна является его склонность к отбелу в тонких частях отливки.
Чугун аустенитный модифицированный с большим содержанием никеля и меди применяется в износостойких и коррозионностойких насосах.
294
Материалы основных деталей насосов типа ЭЦН
Таблица 1.71
Наимено-ваиие детали Тип насоса Насосы фирмы REDA
эцнм, эцнмк, эцнмт, эцнмкт ТУ 26-06-1485-96 ЭЦНМ4 ТУ 3665-020-00220440-94 ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97 2ЭЦНМ ТУ 3665-026-00220440-96 лэцнмк,лэцн МКТУ 3631-00217930-004-96 эцнд ТУ 3665-004-00217780-98
Колесо рабочее (р к) Аппарат направляющий (па) Чугун СЧОЗЦ01Б ТУ 26-4111-001-88 Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ26-06-1305-95* Чугун СЧОЗЦ01Б ТУ 26-4111-001-88 В ТУ не приведены Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ26-06-1305-95 Материалы, анало! ичные приведенным в ГУ 26-06-1485-96 Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95 Стандартный нирезист - тип 1 Модернизированный нирезист тип - Д-4 Райтом (р к)
Вал Пруток Д-Г-З-Т-ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83 Пруток Д-Н65Д29ЮТ-ИШ СК-монель) ТУ 14-1-3917-85 Сталь ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83 Сталь ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83 В ТУ не приведены К-монель
Корпус Труба Двнх5х Ь-35 ТУ 14-3-1941-94 Сталь 22ГЮ ТУ 14-243-320-91 Сталь 22ГЮ ТУ 14-3-1754-90 Углеродистая сталь типа 20 Г Редаллой
Подпятник ГОСТ 56 32-72 Сталь 40 х 13 Г ост 5632-72 —
Втулка защитная В стандартных насосах не имеется В насосах АК2 — циркониевая керамика
Шайба колеса верхняя Текс юлит ПТК, высший сорт ГОСТ 5-78 Резина Ш-ЗВ-12, 3825 с ТУ 38 1051082-86 Фенольный ламинат
Шайба колеса средняя В стандартных насосах фенольный ламина г В насосах АК2 — композитный материал
Шайба колеса НИЖНЯЯ Текстолит ПТК, высший сорт Гост 5-78
Шайба пяты ТП-3 ТУ 6 07-5015226-14-89
Диск Силицированный графит СГ-П ТУ 48-20-89-90 - Силин ирован ный графит СГ-П ТУ 48-20-89-90
* Допускается с согласия заказчика изготовление р.к. из полиамида модифицируемого марки ПА610-РМ1-Т1 ТУ 6-05-2057-87.
* * Для насосов ЭЦНМТ и ЭЦНМКТ.
Таблица 1.72
Химический состав и механические свойства материалов рабочих органов насосов типа ЭЦН
Химсостав Материалы рабочих органов российских насосов Материалы рабочих органов фирмы REDA
Чугун СЧОЗЦ01Б ТУ 26-4111-001-88 Чугун ЧН16ВТГХШ ТУ 26-06-1305-95 ЖГр1Д15ТУ 3631-001-24064238-94 Ni-Resist, тип I Ni-Resist, тип Д-4 (сплав REDA 5530)
Железо 92 70 81—87,5 75 55
Углерод 3,2—3,9 2,7—3,1 0,5—1,0 — —
Никель — 15—17 — 15 30
Медь — 6,1—8 12,0—18,0 6
Хром <0,12 0,7—1,5 — 2 5
Кремний 2,1—2,7 1,2—1,9 — 2 5
Молибден — — — — 2
Церий <0,03 — — — —
Бор <0,01 — — — —
Марганец 0,4—0,6 0,85—1,5 — — —
Сера <0,05 — — — —
Фосфор <0,3 — — — —
Механические свойства
Твердость по Брииелю 130—180 120—180 100—140* 120—160 180—220
Предел прочности, кг/мм2 12,5 (на растяжение) 18 (на сжатие) 18 (на сжатие) ** **
Примечания.
* — большее значение соответствует технологическому процессу «спекания одновременно с инфильтрацией медью, меньшее — введению меди в шихту до спекания»;
* * — сведения отсутствуют.
Американские, китайские и европейские фирмы отливают рабочие органы из «нирезиста» — чугуна, близкого по составу к аустенитному коррозионностойкому чугуну.
296
Литейные свойства цериево-бористого чугуна и аустенитного коррозионностойкого чугуна значительно отличаются: коррозионностойкий чугун обладает повышенными усадочными свойствами и имеет высокую температуру заливки.
Аустенитный коррозионностойкий чугун склонен к мартенситному превращению, сопровождающемуся увеличением объема отливки при низких температурах. Поэтому весьма важным свойством аустенитного коррозионностойкого чугуна является «ростоустойчивость» при температурах минус 55—60 °C.
Рост зерна и нестабильную твердость отливки можно устранить строгим соблюдением химического состава шихтовых материалов и технологического регламента литья.
Конструкция ступеней насосов создает определенные технологические сложности в их производстве из-за малых диаметральных габаритов деталей, узких гидравлических каналов, тонких профилей лопаток, а также высоких требований к шероховатости поверхностей.
Традиционная технология изготовления ступеней российскими производителями — литье, причем, гидравлические каналы выполняются в песчаных стержнях.
В погружных насосах используются две принципиально различные конструкции рабочих органов: с цилиндрическими и с наклонно-цилиндрическими формами лопаток.
В рабочих органах с цилиндрическими лопатками образующие цилиндрических лопаток параллельны оси детали, что позволяет при изготовлении литейных стержней извлекать все лопатки стержневого ящика, формирующего стержень, одним движением, параллельным основной оси отливки. Значительно сложнее изготовление литейного стержня рабочих органов с наклонно-цилиндрическими лопатками, так как образующие таких лопаток не параллельны оси насоса. Лопатки стержневого ящика, формирующего стержень, извлекаются из него под определенным углом к основной оси. Для обеспечения движения лопаток стержневого ящика механическим способом требуется весьма сложная конструкция стержневой оснастки.
Литейные стержни рабочих органов с цилиндрическими лопатками формуются в настоящее время на пескострельных полуавтоматах по «горячим ящикам», т.е. с использованием термореактивных смол в качестве крепителя [3].
297
Стержни рабочих органов с наклонно-цилиндрическими лопатками формуются из сырых стержневых смесей на пескост-рельных машинах с ручной разборкой стержневых ящиков и с последующей тепловой сушкой стержней.
Качество отливок значительно зависит от стабильности технологических процессов: качества песка, крепителей, смол, плотности набивки стержней, форм и прочности стержней.
Требования к качеству отливок рабочих органов установлены ТУ-26-06-4111-001-88 и ТУ 26-06-1305-95, в которых оговариваются требования к отливкам по точности, шероховатости, раковинам, спаям, недоливам и т.д.
Отклонение по ширине в меридиональном сечении рабочих каналов свыше плюс 0,3, минус 0,2 мм, наличие дефектов, увеличивающих гидравлическое сопротивление каналов — шероховатости, приливов, раковин и т.д., сверх разрешаемых ТУ, приводит к снижению параметров ступени и насоса по напору и КПД ниже допустимых.
Шероховатость отливок находится в пределах Rz 40...80 мкм по ГОСТ 2789-83.
Этот интервал характерен для отливок рабочих органов, изготавливаемых как российскими предприятиями, так и фирмами США, Китая и Европы. Более низкую (RzlO) шероховатость позволяет получить альтернативная традиционному литью технология получения заготовок методом порошковой металлургии, разработанным АО «Новомет», которая предусматривает:
— приготовление шихты требуемого химического состава;
— изготовление прессовок фрагментов (разный химический состав фрагментов позволяет придать им после спекания требуемый комплекс физико-химических свойств);
— сборка фрагментов в детали;
— спекание деталей с одновременным соединением прессовок-фрагментов в единые заготовки по оригинальной запатентованной технологии;
— механическая обработка заготовок;
— пропитка готовых изделий составами, затрудняющими со-леотложение и повышающими коррозионную стойкость.
Порошковая технология изготовления ступеней позволяет существенно повысить КПД насосов (рис. 1.158) [3, 4].
298
Рис. 1.158. Характеристики ступеней насосов ЭЦНМ, изготовленных по порошковой технологии:
— СН5-50 — серийная ступень;
— СНВ5-50 — новая, высоконапорная ступень
Порошковая технология позволила АО «Новомет» производить к насосам высоконапорные ступени новой, запатентованной конструкции, которые развивают повышенный по сравнению с серийными ступенями напор на режимах малых и больших подач. Форма напорной характеристики высоконапорной ступени удовлетворяет эксплуатационным требованиям освоения скважин после ремонта, хотя при этом КПД высоконапорных ступеней по сравнению с аналогичными ступенями, изготовленными по порошковой же технологии, несколько снижается.
Высокие гидравлические характеристики насосов обеспечивает материал райтон, который фирма REDA использует наряду с нирезистом для изготовления рабочих органов насосов низкой и средней производительности [3].
Райтон — полифенилиновая сульфидная смола (полисульфон), созданная фирмой «Philips Petroleum Со» (США) для изготовления деталей и покрытий. Материал характеризуется отличной химической сопротивляемостью и способностью не терять своих свойств при температурах до 232 °C. Райтон исполь
299
зуется для изготовления рабочих колес насосов. В шифрах таких насосов опущена буква «N», обозначающая нирезист, например, насос D1400.
Рабочие колеса из райтона превосходят по коррозионной, абразивной и высокотемпературной стойкости рабочие колеса из нирезиста из-за низкой теплостойкости шайбы из фенольного ламината, применяемой в металлических колесах.
Рабочие колеса и направляющие аппараты ЭЦН фирмы EST изготавливаются литьем из сплава Туре 1 Niresist (ASTM Ф436).
Корпуса изготавливаются из низкоуглеродистой стали (С 1035 или эквивалентной).
Материалом модуль-головки является низкоуглеродистая сталь (С 1026 или эквивалентная).
Валы изготавливаются из высокопрочной нержавеющей стали (Nitronic 50 или эквивалентной). Концы валов имеют шлицы в соответствии SAE. Материалом муфты валов является высокопрочная нержавеющая сталь или сплав К-500 Monel.
Болты для соединения секций насоса изготавливаются из стали А151 3140, 4037 или 5137. Имеются также болты из сплава К-500 Monel.
Все кольцевые уплотнения отливаются из высоконасыщенного нитрила, используемого также в погружных электродвигателях.
Сетка входного модуля изготавливается из нержавеющей стали.
Для снижения отложений солей и парафинов применяются эпоксидные и тефлоновые покрытия. Толщина эпоксидного покрытия — 0,1—0,2 мм, тефлонового — 0,025—1,8 мм. Напыление твердого покрытия (вольфрам, карбид хрома) повышает абразивостойкость ступени.
Особенности конструкции насосов, характеризующиеся большим соотношением длины к диаметру и высокими нагрузками на корпуса и валы, обуславливают высокие требования к точности их изготовления и прочностным характеристикам (табл. 1.73, 1.74) [3].
Для условий работы в активнокоррозионной среде фирма REDA выпускает насосы с корпусными деталями (модуль насоса, входной модуль, головка) из сплава Redalloy (редаллой), представляющего собой ферритную сталь, содержащую 0,008% углерода.
300
Таблица 1 73
Требования к корпусам насосов
Наименование Технические требования фирмы Centrilift По ТУ 14-3-1941-94
Непрямолинейность оси внутренней поверхности, мм на 1000 мм 0,08 0,15
Допуск на внутренний диаметр, мм 0,078 0,12
Допуск на наружный диаметр, мм 0,279 0,36-0,53
Шероховатость внутренней поверхности Ra 1,6 Ra 1,6-4,5
Предел текучести, МПа 550 400
Вид обработки внутренней поверхности хонингование, растачивание без обработки
Таблица 1.74
Технические требования к валам насосов
Показатель Материал
К-Монель (США) ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83 Н65Д29-ЮТ-ИШ (К-Монель) ТУ 14-1-3917-85
Максимальная кривизна на 1 м, мм 0,028 0,15 0,15
Предел прочности, ГПа 1,08-,09 0,930, не менее 0,930
Предел текучести, ГПа 0,99-1,02 0,785, не менее 0,780
Относительное удлинение, % 23,3-25,6 10, не менее 11, не менее
Относительное сужение, % 54-54,7 50, не менее 20, не менее
301
Основные конструктивные отличия насосов американского производства:
• осевая сила от валов насоса передается осевой опоре, помещенной в протекторе.
• наличие насосов с частично или полностью фиксированными на валу рабочими колесами модуль-секции.
Более свободная посадка по сопряжению «направляющий аппарат — расточка корпуса насоса» (табл. 1.75) и установка резиновых колец, помещенных в это сопряжение.
Таблица 1.75
Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата и расточкой корпуса
Фирма-изготовитель Зазор на диаметр по центрирующему участку обоймы, мм Процент длины центрирующего участка от монтажной высоты аппарата Зазор ва диаметр по свободному участку обоймы, мм
REDA 0,15...0,31 45...50 0,4...0,46
Centrilift 0,12...0,58 30...35 0,4...0,63
ODI 0,12...0,56 18...20 0,48...0,56
Российские изготовители 0,06.0,28 60...70 0,50...0,56
Более свободная посадка по этому сопряжению и резиновые кольца, размещенные по определенному порядку по длине секции, позволяют компенсировать возможные несоосности и амортизировать радиальную вибрацию.
Основные виды материалов, применяемых для изготовления газосепараторов УЭЦН, представлены в табл. 1.76, 1.77 [3, 6, 7].
Для изготовления корпусных деталей газосепараторов и диспергаторов к насосам фирмы REDA применяются углеродистые стали и Редаллой.
Для изготовления статоров погружных электродвигателей применяются специальные электротехнические стали как отечественного, так и импортного производства (табл. 1.78).
Валы погружных центробежных насосов изготавливают из прутков со специальной отделкой поверхности. В качестве материалов для прутков используют коррозионно-стойкую высокопрочную сталь
302
Таблица 1.76
Материалы основных деталей газосепараторов типа МНГ и МНГК по ТУ 26-06-1416-84
Наименование детали Материал
Марка Нормативно-техническая документация
Газосепаратор типа МНГ
Корпус Сталь 35 ТУ 14-3-1941-94 и ТУ 14-3-1754-90
Головка Сталь 45 ГОСТ 1050-74
Вал Сталь ОЗХ14Н7В ТУ 14-1-3645-83
Втулка защитная Сталь 40X13 ГОСТ 5632-72
Колесо рабочее Чугун СЧ03Ц01Б ТУ 26-4111-001-88
Аппарат направляющий Чугун СЧ03Ц01Б ТУ 26-4111-001-88
Решетка Чугун СЧ03Ц01Б ТУ 26-4111-001-88
Шнек Чугун СЧ03Ц01Б ТУ 26-4111-001-88
Сепаратор Чугун СЧ03Ц01Б ТУ 26-4111-001-88
Газосепаратор типа МНГК
Корпус Сталь 35 ТУ 14-3-1941-94
Головка Сталь 45 ГОСТ 1050-74
Вал Сплав Н65Д29ЮТ-ИШ ТУ 14-1-3917-85
Втулка защитная Сталь 40X13 ГОСТ 5632-72
Колесо рабочее Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Аппарат направляющий Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Решетка Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Шнек Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Сепаратор Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
ОЗХ14Н7В (о = 930 МПа, о = 785 МПа) и сплав Н65Д29ЮТ-ИЩ (К-монель-; ов = 980 МПа, о. = 880 МПа). Заготовки для валов (прутки) выпускаются диаметром 17, 20, 22, 25, 28 и 30 мм.
303
Таблица 1.77
Материалы основных деталей газосепараторов типа МН-ГСЛ по ТУ 313-019-92
Наименование детали Материал
Марка Нормативно-техническая документация
Корпус Сталь 35 ТУ 14-3-1941-94 и ТУ 14-3-1754-90
Головка Сталь 45 ГОСТ 1050
Основание Сталь 45 ГОСТ 1050
Втулка защитная Сталь 40X13 ГОСТ 5632
колесо рабочее Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Решетка Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Шнек Чугун ЧН16Д7ГХШ ТУ 26-06-1305-95
Вал (для МН-ГСЛ) Сталь 03XI4H7B ТУ 14-1-3645-83
Вал (для МНК-ГСЛ) Сплав Н65Д29ЮТ-ИШ ТУ 14-1-3917-85
Для передачи крутящего момента на рабочие колеса насоса используют шпоночное соединение. На валу фрезеруют общую шпоночную канавку, в которую закладывают чистотянутые прутки квадратной шпонки из латуни или стали.
Осевые опоры рабочих колес выполняют в виде торцового выступа направляющего аппарата и шайбы рабочего колеса. Материал пары трения чугун (или нирезист) — текстолит марки ПТК.
Для насосов износоустойчивого исполнения шайбы рабочих колес изготавливают из маслонефтестойкой резины (смесь 8470), а торцовый выступ направляющего аппарата — из стали марки 40Х с закалкой ТВЧ до 48-56 HRC [3].
Другим вариантом является применение для износостойких насосов материалов, приведенных в табл. 1.79. Данные материалы применяют не только АО «Лебедянский машиностроительный завод» (АО «Лемаз»), но другие отечественные фирмы [6].
304
Таблица 1.78
20 Ивановский
Сравнительная характеристика электротехнических сталей с термостойким электроизоляционным покрытием
Марка электротехнической стали Источник информации Магнитная индукция, Тл, при напряженности магнитного поля, А/м Удельные магнитные потери, Вт/кг Временное сопротивление, кгс/мм2 Наличие кремния, % Твердость по Виккерсу HV5/15
В2500 взооо Р1,0/50 Р1,5/50
1 2 3 4 5 6 7 8 9
2215Т ТУ14-1-3496-91 Испытание образцов Исходное состояние Испытание образцов после обжига 1,68 1,68 — 1,6 1,45 3,62 3,3 43,2 1,72 145
Н20 Nippon Steel Corporation Япония Проспект Испытание образцов Исходное состояние 1,62 1,59 1,68 2,3 1,9 5,4 3,89 44 43 1,58 137
2550 Д1-мах cpieb Италия Проспект Испытание образцов Исходное состояние 1,55 1,54 1,65 1,64 2,5 2,19 5,8 4,61 46,5 1,96 143-150
Таблица 1.79
Варианты конструктивного исполнения насосов 2 ЛЭЦН5
Наименование Условное обозначение Назначение по перекачиваемым средам Тип модуля-секции Материалы основных элементов
Рабочих колес и направляющих аппаратов Вала Пары трения пяты Пары трения радиальных подшипников Пары трения осевых опор рабочих колес
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Стандартное исполнение S (standard) pH = 6,0—8,5 КВЧ до 0,1г/л С соединением «фланец — корпус» Модифицированный чугун Сталь 03X14 Н7-В «Сталь-бельтинг» 3) «Сталь -бронза» Верхняя — «текстолит — чугун», нижняя — «текстолит —чугун» допол. — «резина-чугун»
Стандартное с повышенной вибростойкостью SVR (standard/ vibrate-resistant) pH=6,0—8,5 КВЧ до 0,1 г/л С соединением «фланец — корпус», дополнительным и радиальными подшипниками S Модифицированный чугун То же То же То же
Повышен ной коррозионной стойкости CR (corrosive -resistant) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л С соединением «фланец — корпус» Чугун «нирезист» -п- -п - -//- -//-
Продолжение табл. 1.79
I 2 3 4 5 6 7 8 9 1
Повышенной коррозионной и вибростойкости CVR (corrosive-vibrate-resistant) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л С соединением «фланец — корпус», допол нительным и радиальными подшипниками То же -и- -п- -//- -//-
Коррозионно-стойкое CRH (H2s-corrosion resistant) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л НдЗ до 1,25 г/л С соединением «фланец — корпус» -//- Сплав «К-монель » -п - -//- -//-
Коррозионно-вибростойкое CVRH (H2s-corrosion-vibrate-resistant) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,1 г/л НзЗ до 1,25 г/л С соединением «фланец — корпус», дополнительным и радиальными подшипниками -//- Сплав «К-монель » -и- -//- -//-
С подшипниками повышенной износостойкости ARB (abrasiveresistant bearing) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 0,2 г/л То же -п- Сталь 03X14 Н7-В «Si — графит — Si -графит» «Резина - Si -графит» -//-
Продолжение табл. 1.79
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Повышенной износостойкости AR (abrasiveresistant) pH = 5,0—8,5 КВЧ до 1г/л -//- -//- То же То же То же Верх: «текстолит — чугун» ниж.: «резина — Si-графит» 5>допол. : «резина — чугун»
Износостойкое ARH (High abrasiveresistant) pH = 5,0-8,5 КВЧ до 2г/л -//- Износостойкий чугун 2) -//- «Карбид— карбид» -//- Верх.: «текстолит — чугун» ниж.: «тв. сплав тв.сплав» допол.: «резина — чугун»
’> КВЧ — концентрация взвешенных частиц;
2) Модифицированный чугун с диффузионным насыщением поверхностного слоя карбидом алюминия.
3) По заказу потребителя для любых исполнение возможно изготовление пяты с опорными шайбами из карбида.
4) В исполнениях Sxx и Сххх возможны варианты нижней опоры «резина-закал. — сталь 40X13», «текстолит-закал, чугун», верхней опоры — «чугун — чугун».
5) По спецзаказу нижняя опора может быть изготовлена с парой «твердый сплав — твердый сплав».
Гидростатический подшипник представляет собой стальной конус, гуммированный износоустойчивой нефтестойкой резиной 8470. Опорный диск выполнен из закаленной до высокой твердости стали 40X13.
Для повышения износостойкости опор скольжения ЭЦН в ИМАШ РАН разработаны два типа конструкционной оксидной керамики: на основе диоксида циркония, стабилизированного 3 % окиси иттрия, и на основе окиси алюминия, упрочненной диоксидом циркония (23,5—30 %) [11].
1.8. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫБОР УЗЛОВ УСТАНОВКИ ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИНЫ
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт — скважина — насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат — минимизацию себестоимости единицы продукции — тонны нефти.
Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта [2, 12], движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, Давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы Центробежных погружных агрегатов, в первую очередь — скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой Жидкости.
309
В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам
Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН.
К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС» и работу, выполненную В.С. Линевым.
В 70-х годах опубликованы методики фирмы TRW Reda [11], расчеты по которому проводились на ЭВМ «ЮНИВАК 1108» и методики, разработанные в ОКБ БН [11].
Расчет по методике [11] проводился на ЭВМ «Наири», а для более поздних методик были созданы программы расчетов на ЭВМ серии ЕС.
Обзор и краткий анализ современных программ и методик подбора УЭЦН к нефтяным скважинам представлен ниже.
1.8.1. Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине
Как уже указывалось ранее, методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий [12].
Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт — скважина — насосная установка».
310
В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:
1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.
Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:
1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины — давление, температура, обводненность и газосодержа-ние пластового флюида.
2. По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.
В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п. 3 настоящей методики.
Если же результат расчета оказывается нереальным (например — глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных исходных данных — например — при уменьшении планируемого
311
дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, диспергаторов) и т.д.
Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.
3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосо-держание.
5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).
6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.
Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести
312
для других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).
7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.
8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионноактивные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износе- или коррозионностойкого насоса определяются необходимые геологотехнические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
1.8.2. Алгоритм «ручного» подбора УЭЦН к скважине
При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [12].
Основными среди этих допущений являются:
1. Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.
313
2. Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины — прием насоса» при любых величинах дебитов скважины.
3. Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.
4. Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.
5. Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.
6. Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.
7. Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.
Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:
1. Плотности, кг/куб. м:
— воды;
— сепарированной нефти;
— газа в нормальных условиях.
2. Вязкости, м2/с (или Па-с):
— воды;
— нефти.
3. Планируемый дебит скважины, куб. м/сутки.
4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.
5. Газовый фактор, куб. м/куб. м.
6. Объемный коэффициент нефти, ед.
7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.
8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.
9. Пластовая температура и температурый градиент, °C, °С/м.
10. Коэффициент продуктивности, куб. м/МПа-сутки.
11. Буферное давление, МПа.
12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр
314
и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:
1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:
Рсм = [РвЬ + Рн(1-Ь)](1-Г) + ргГ, (1.1)
где ри — плотность сепарированной нефти, кг/куб. м;
рв — плотность пластовой воды;
рг — плотность газа в стандартных условиях;
Г — текущее объемное газосодержание;
b — обводненность пластовой жидкости.
2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
Р . = Р - Q / К , (1.2)
заб пл ' пред’ ' '
где Рпл — пластовое давление;
Q — заданный дебит скважины;
КпрОд — коэффициент продуктивности скважины.
3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
Ни„ — Джв ^заб / Рем 2 ' (1-3)
4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — г = 0,15):
Р = (1 - Г) Р , (1.4)
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0).
где: Рнас — давление насыщения.
315
5. Определяется глубина подвески насоса:
£ = НдИН +РпР/Рсмё- (1-5)
6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
Т = Тпл - (£ кв - L) GT, (1.6)
где Тпл — пластовая температура;
GT — температурный градиент.
7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
В* = b + (1 - Ь) [ 1 + (В - 1) д/Рпр / рнас , (1.7)
где В — объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;
b — объемная обводненность продукции;
Рпр — давление на входе в насос;
Рнас — давление насыщения.
8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
Qnp = Q • в*. (1.8)
9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
Gnp = G [1 - (Рпр / Рнас)]> (1.9)
где G — газовый фактор.
10. Определяется газосодержание на входе в насос:
b„=l/I«l + F.,)B«)/G„]>l+l. (1.10)
11. Вычисляется расход газа на входе в насос:
0гпрс = <2ПР ₽вх/ (1 - PJ •
(1.11)
316
12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
C=Q If , (1.12)
где /скв — площадь сечения скважины на приеме насоса.
13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
Ф = ₽вх/[1 + (С /С)₽пр], (1.13)
где Сп — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/с при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/с при b > 0,5).
14. Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:
Р, = Рнас «1 / (1 - О-4 Ф)] - И- (1-14)
15. Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:
Рг2 = Рнас Hl / (1 — 0,4<р)] - 1}, (1.15)
где рбуф =!/[((! + Р6уф) В6уф*) /Сеуф] + 1;
ФбуФ — Рбуф / U + (Сп / С) р6уф].
Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.
16. Определяется потребное давление насоса:
Р = Рё^н+Рбуф-Рг1-Рй. (Ы6)
где £дин — глубина расположения динамического уровня;
Рбуф ~ буферное давление;
Рг1 — давление работы газа на участке «забой — прием насоса»;
Рг2 — давление работы газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины».
317
17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «О» (напор, мощность).
18. Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:
К = 1 -4,95 vOfi5-0 -°57, (1.17)
где v — эффективная вязкость смеси;
QoB — оптимальная подача насоса на воде.
19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
Kv = 1 - 1,95 v0'4/ Q/77. (1.18)
20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
К = 1 / [1 + (6,02 Спр//скв)1, (1.19)
где /скв — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:
?=Сжпр/(2оВ, (1.20)
где (2оВ — подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса.
22. Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:
q = Q / Q,, Кгм . (1.21)
318
23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
₽ПР = ₽ ю (1 - К )• (1.22)
24. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
KHv = 1 — (l,07v0’6 qnp / Qo®’57). (1.23)
Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03—0,05 см2/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова (рис. 1.159) [15].
Номограмма построена для пересчета характеристики насоса, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пунктиром указаны кривые для пересчета характеристики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кривые получены В.П. Максимовым.
Ограничение применения номограммы по содержанию в жидкости газа для различных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при газосодержании 5—7 % и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу насоса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой.
25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:
К = [( 1 - р) / (0,85 - 0,31 qnp )А], (1.24)
где А = 1 / [15,4 - 19,2 qnp + ( 6,8 qnp)2].
26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:
Н = Р / р g К KHv.
(1.25)
319
Рис. 1.159. Номограмма для определения коэффициентов пересчета характеристики ЭЦН с учетом вязкости жидкости
320
Z = Н / h , / СТ 7
27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
(1.26)
где hCT — напор одной ступени выбранного насоса.
Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п. 17.
Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5 %, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10 %, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании.
Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей характеристики.
28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
n = KvKqnoB, (1.27)
тде цоВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
29. Определяется мощность насоса:
N=PQ/x\. (1.28)
30. Определяется мощность погружного двигателя:
Мтэд = N/ пПЭд • (1-29)
31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.
21 Ивановский
321
В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).
При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.
По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде — столбом тяжелой жидкости.
Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.
Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:
Ргл = ргаёЬ + Р6уф + Рзаб-Рпл, (1.30)
где ргп — плотность жидкости глушения.
При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:
Hra = Pra/prag- (1.3D
Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.
Определяется мощность насоса при освоении скважины:
= (1.32)
322
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины.
ПЭД гл = X гл / Ппэд • (1-33)
32. Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:
Т > [Т], (1.34)
где [Т] — максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
W=Q/F, (1.35)
где F = 0,785 (Л2 — rf2) — площадь кольцевого сечения;
D — внутренний диаметр обсадной колонны;
d — внешний диаметр ПЭД.
Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.
Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на Д£ = 10— 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ДЕ зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика.
После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска
323
выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.
Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе [3].
Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8—10 °C выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °C:
^^30 = ^н(И/[Ь2 -
' -С2(^н/^дн-^2)2 Пдн]}-1), (1-36)
где Ь2, с2 и d2 — расчетные коэффициенты (см. [15]); NH и т] дн — Номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно.
Перегрев двигателя определяют по формуле:
Ti — b 3 S N — с3 (1-37)
где Ь3 и с3 — конструктивные коэффициенты [15].
Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (/охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:
'пл - (1,6-102 - 2,85-10’ еж) (Нф - Нп), (1.38)
К = (2-В) (1-0,75 PJ. (1.39)
В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.
Kt = 1 - b5 (1 - 0,0077 (VKx + /oJ], (1.40)
где b5 — коэффициент (см. прил. 3 [15]).
324
Тогда потери энергии в двигателе (Z7V)h его температура (/дв) будут равны:
2W=lAr130Kt (1.41)
t =t + (b,S7V—с)К (1.42)
Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130 °C. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.
При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90 °C. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140 °C, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.
Проверка параметров кабеля и НКТ
При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.
Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:
LN =3 IR L г 10 -3, (1.43)
где / — сила тока двигателя; L ка6 — вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); R о — активное сопротивление 1 м длины кабеля,
325
«o = [l + a(ZKa6-20)](1.31)p20/q,
(1-44)
где р 20 — удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °C с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом-мм2 /м; q — площадь сечения жилы кабеля, мм2; а — температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; f каб — температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.
Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6—10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4—5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости
AU = л/З (R cos ср + X sin ср) I L ,, (1.45)
где Хо — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм2 равно 0,1-10 3 Ом/м; cos ср и sin ср — коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9.
Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (1.45).
Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.
НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход
326
оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5—6 % полезного напора насоса.
Гидравлические сопротивления определяются из зависимости
Д Р = р ж X (Л v 2 / 2 dHKT). (1.46)
При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.
Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата). Расчетные зависимости даны в разделе 1 настоящей книги [16].
Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.
Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины. Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3—10 мм. При значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увеличенный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования. Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель. Такая муфта обычно расположена в 10—20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40—50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ — погружной агрегат) без существенного увеличения потерь напора в трубах.
Последнее сечение — диаметральное сечение самого агрегата (Da) без муфты, труб и круглого кабеля.
327
Если габариты оборудования неприемлемы в первом и последнем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.
Проверка параметров трансформатора и станции управления
Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.
Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости (1.45), но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВ А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ-А).
При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые другие условия.
КПД поверхностного оборудования для расчетов можно принимать равным примерно 0,98.
1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора
УЭЦН к скважине
Появление, бурный рост возможностей и повсеместное внедрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уникальные возможности для упрощения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном счете. Так, например, при подборе с помощью ЭВМ, нет необходимости в некоторых допущениях.
При «машинном» подборе УЭЦН значение суммарного перепада давления (ДР) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составляющих — потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.
328
Плотность газоводонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта относительной скорости необходим на участке «забой скважины — прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса — устье скважины». При определении плотности газоводонефтяной смеси, особенно при условии Р < Рнас, необходимо учитывать термодинамические зависимости процесса разгазирования (давления, температуры, коэффициента сжимаемости, показателя политропы и других факторов) и истинное газосодержание, зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. При этом необходимо учитывать вязкость не только жидкой фазы откачиваемого флюида, но и вязкость попутного нефтяного газа. Возможность расчета изменений состояния откачиваемого флюида с малым шагом по высоте столба (по глубине скважины) обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и подсчитывать изменение температуры на участках по линейной зависимости. Необходимо отметить, что при подборе УЭЦН с помощью ЭВМ целесообразным, а часто и необходимым, является точный термодинамический расчет, учитывающий теплотворную способность погружного оборудования, процессы теплообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях погружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной колонны и теплообмен с окружающей средой.
При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважине необходимо представить характеристики насосов и погружных электродвигателей в виде зависимостей типа Н =/(Q), как при работе на воде, так и для работы на реальных жидкостях.
Расчет основных данных потока пластового флюида в колонне НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же методике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е. используя в качестве начальных условий устьевые значения давления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «снизу вверх». В этом случае начальными условиями становятся пластовые и забойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность и т.д.).
В качестве исходных данных используются вышеприведенные данные, однако в связи с уменьшением количества
329
допущений, эти данные должны быть дополнены следующими величинами:
— теплоемкость воды, нефти, газа;
— коэффициенты теплопроводности материала труб, цементного камня и горных пород, через которые проведена скважина;
— температурный градиент;
— термодинамические характеристики попутного нефтяного газа (коэффициент сжимаемости, состав, парциальные давления и т.д.);
— коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб (НКТ и обсадных);
— инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возможно малым шагом инклинограммы, например, — 10 м);
— электротехнические показатели погружных двигателей и токоведущих кабелей;
— пластовые значения температуры, проницаемости и пористости горной породы, водо- и газонасыщенности пласта;
— коэффициент, характеризующий качество вскрытия пласта и фильтрационные процессы в призабойной зоне.
Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе УЭЦН достаточно подробно описаны в [12].
Применение ЭВМ позволяет использовать указанную методику без упрощений, что при малом времени расчетов приводит к наиболее точным результатам. Однако сложность в данном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфорации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюида. При использовании устаревших данных (давностью свыше 3—6 месяцев в зависимости от динамичности процессов разработки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от «машинного» подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора становятся просто необоснованными.
Одними из первых развернутые методики подбора установок ЭЦН за рубежом стали применять специалисты фирмы REDA. Как уже указывалось, в 1972 г. фирма объявила о создании сис
ззо
темы подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ», с помощью которой проектируются индивидуальные оптимальные насосные системы для каждой конкретной скважины.
Данная система подбора базируется на основных данных по всем выпускаемым фирмой REDA элементам УЭЦН, а также на исходных промысловых данных. К исходным данным относится информация о конкретной скважине (месторождение, номер или название скважины, конструкция скважины — диаметр, глубина, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристики — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, температура на забое скважины, планируемые дебиты нефти и воды, давление на устье скважины), а также история эксплуатации данной скважины (средний дебит, обводненность, максимально допустимый дебит скважины, глубина залегания продуктивного пласта, длина и диаметр насосно-компрессорных труб, используемая насосная установка) и факторы, осложняющие добычу нефти (наличие абразива, коррозии, парафина и др.).
Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на которых базируется их система подбора, однако сам набор исходных данных показывает, что фирмой применяется достаточно упрощенная методика расчета основных данных при работе насосных установок.
Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются специалисты фирмы ESP. Кроме указанных в вопроснике фирмы REDA параметров, в опросном листе ESP значатся: коэффициент продуктивности, давление насыщения, температура забоя и устья скважины, вязкость нефти при разных температурах, значения нескольких характерных точек кривой разгазирования. Все это означает, что при подборе установок используются зависимости для определения действительных внешних характеристик погружных насосов при их работе на реальных жидкостях, а также методы определения реального изменения фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «забой скважины — прием насоса» и «насос — устье скважины».
В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фирмы Centrilift указывается тип пласта (песчаник, известняк и т.п.), данные по давлению насыщения и кривой разгазирования, однако не запрашиваются значения коэффициентов вязкости нефти и пластовой воды. Это значит, что данные
331
параметры не применяются при расчетах значения истинной вязкости, плотности и газосодержания водонефтегазовой смеси.
В 1997 г. на рынок вышла программа SubPUMP™, разработанная компанией Petroleum Information/Dwight's, USA.
Данная программа позволяет выбирать оптимальные решения по системе «Пласт — скважина — насос» для множества вариантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользователя.
Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий работать с различными системами единиц (СИ, американская и канадская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки соотношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вязкости при изменении температуры для расчетов движения жидкости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном насосе.
База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характеристиках насососв, двигателей, кабелей, ступеней, гидрозащиты, производимых крупнейшими поставщиками установок погружных центробежных насосов — компаниями Centrilift, ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в программе есть возможность изменять характеристики узлов и установок в целом по итогам их стендовых испытаний.
Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от подхода пользователя к проблеме подбора УЭЦН всегда является система с максимальным КПД или с минимальными общими затратами на добычу единицы скважинной продукции.
Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows.
В последнее время появились материалы о программе FloSystem 3, являющейся последней разработкой компании Edinburg Petroleum Services Ltd, UK.
FloSystem 3 включает в себя две программы: WellFlo и FieldFlo. WellFIo позволяет пользователю построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы, а также произвести подбор оборудования (УЭЦН или газлифт) при различных условиях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с объединенной моделью месторождения и отдельных скважин, учитывая взаимовлияние нагнетательных и добывающих скважин и процессы фильтрации пластовой жидкости в рабочих пластах.
332
В базе данных программы имеются характеристики насосных установок основных мировых производителей (в том числе — фирмы АЛНАС), зависимости для расчетов изменения давления, температуры, газосодержания и других параметров в любой точке интервала «забой — прием насоса», «прием насоса — вы-кид насоса», «выкид насоса — устье скважины».
Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х годов активно внедрялся на нефтяных промыслах Советского Союза пакет прикладных программ (ППП) СПИНАКЕР, который, по утверждению авторов, представлял собой экспертную систему, призванную обеспечивать высокую эффективность эксплуатации нефтяных пластов, скважин и погружных центробежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи о подборе УЭЦН к нефтяной скважине, использующее большую базу данных.
Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свойствах пластовых флюидов, о характеристиках электроприводно-го насосного оборудования, и ретроспективы параметров технологического оборудования. Необходимо отметить, что в данной методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих наименьшее количество допущений алгоритмов подбора оборудования к нефтяным скважинам [11]. Однако отсутствие допущений, упрощающих алгоритм подбора, требует оперативного получения самой полной и достоверной геолого-технической информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР становится нецелесообразным.
Несколько особняком стоит программный продукт, разработанный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и являющийся частью программно-аппаратного комплекса системы диагностики работоспособности скважинных насосных установок [3].
Данная программа подбора и диагностики скважинного насосного оборудования (как штангового, так и бесштангового — УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных (практически все выпускаемые в мире типоразмеры УЭЦН, винтовых и диафрагменных насосов) большое число первич
333
ных датчиков, установленных на добывающих скважинах. Это позволяет получить оперативную промысловую информацию, необходимую для качественного подбора оборудования. Методически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1 настоящей главы. Пакет указанных прикладных программ известен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее более поздние версии, направленные на подбор насосных установок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время программа «Автотехнолог» имеет очень широкое распространение в нефтяной промышленности России и позволяет производить подбор всех типов насосных установок для добычи нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) выпускаемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию работы системы «пласт — скважина — насосная установка». Программа имеет также конверторы, позволяющие использовать существующие на нефтяных промыслах базы данных по конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым данным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому, что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» заняла доминирующее положение на нефтяных промыслах Российской Федерации.
Еще одной методикой, имеющей программное переложение для работы на PC IBM и совместимых с ними машинах, является методика, разработанная на кафедре разработки нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Данная методика является продолжением работ П.Д. Ляп-кова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова. Программа адаптирована к быстрому подбору насосных установок к скважинам по ограниченному количеству основных исходных данных.
Программы подбора оборудования к скважинам были разработаны в разное время в АО «Самаранефтегаз», АО «Татнефть», АО «Башнефть», АО «Нижневартовскнефтегаз» и некоторых других нефтедобывающих предприятиях. Все перечисленные программы являются упрощенными с точки зрения заложенных в них алгоритмов расчетов, но часто имеют
334
достаточную для решения сиюминутных технологических задач точность и достоверность результатов.
Большое разнообразие методик и программ подбора установок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отечественными и зарубежными разработчиками, приводит к проблеме рационального выбора среди них наиболее приемлемых для потребителей.
Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН являются быстродействие, универсальность и подстраиваемость программы; наличие, качество и объем базы данных; объем внедрения УЭЦН или фонд эксплуатационных скважин; наличие или отсутствие у потребителя современной мощной вычислительной техники; сложность задачи и требуемая точность получаемых результатов; стоимость программного продукта.
В зависимости от набора требуемых параметров программы подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или несколько программ и подпрограмм, обеспечивающих его потребности в подборе оборудования и оптимизации работы нефтяных скважин.
Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в табл. 1.80.
335
Таблица 1.80
Общие сведения о программах подбора оборудования
№ п/п Программы подбора Sub PUMP Well Flo REDA ESP SPIN NAKER Авто-технолог Насос
Параметры программы 1 2 3 4 5 6 7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Применимость программы Универсальная Универсальная Универсальная Универсальная Универсальная Универсальная Универсальная
2 Наличие базы данных с историей режимов Нет Есть Есть Есть Есть Есть —
3 Наличие базы данных по российским и импортным УЭЦН Есть Есть Нет российских УЭЦН Нет российских УЭЦН Есть Есть Есть частично
4 Открытость архитектуры программы Открытая Открытая Закрытая Закрытая Открытая до отдельных блоков Закрытая Закрытая
5 Режим автоподбора оборудования Нет Нет Есть Есть Есть Есть Нет
6 Учет ограничений всех уровней при подборе Частично Нет Есть Есть Есть Есть Есть
7 Техникоэкономические оценки подбора Есть Есть Есть Есть Есть Есть Нет
8 Трехмерная геометрия скважины Нет Нет Нет Нет Есть Есть Есть
Ивановский
Продолжение табл. 1.80
1 2 3 4 5 6 7 8 9
9 Деформация погружного агрегата Нет Нет Нет Нет Есть Есть Нет
10 Учет фонтанирования по затрубью Нет Нет Нет Есть Есть Есть Нет
11 Учет освоения скважины Нет Нет Есть Есть Есть Есть Есть
12 Тепловой расчет ЭЦН Есть Нет Нет Есть Есть Есть Нет
13 Тепловой расчет ПЭД Нет Нет Есть Есть Есть Есть Нет
14 Тепловой расчет кабеля Нет Нет Нет Нет Есть Есть Нет
15 Пенистость нефти Нет Нет Нет Нет Есть Есть Нет
16 Число диспергирующих ступеней Нет Нет Нет Нет Есть Есть Нет
17 Конверсия единиц измерения Есть Есть Нет Нет Есть Есть Нет
18 Операционная программная среда Windows Windows Novell ware Windows MS DOS Windows MS DOS Windows MS DOS Windows Windows
1.8.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки ЭЦН
При проверке нескольких вариантов оснащения скважины установками центробежных насосов необходимо сравнить их экономические показатели по методике ОКБ БН. Причем проверяют наиболее характерные и различные для сравниваемых установок затраты. Равные или примерно равные для установок затраты не учитывают (например, стоимость скважины, поверхностных трубопроводов, вспомогательного оборудования, обслуживания и т.д.). Для сравнения необходимо знать мощность, потребляемую установкой, капитальные вложения, амортизационные отчисления и наиболее характерные затраты на ремонт установок.
Мощность, потребляемая насосом, потери мощности в двигателе и кабеле были определены в предыдущих разделах. КПД трансформатора можно принять равным 0,98. Тогда мощность, потребляемая ЭЦН, будет
N
*’ уст
/ Чд_________
0,98
(1-47)
где ц — КПД двигателя при рабочем режиме.
Эти величины позволяют найти сумму энергетических затрат и платы за установленную мощность или за потребляемую электроэнергию (Э).
В затратах на амортизацию основных средств (К) учтены все основные узлы установки.
Условные затраты на ремонт (Р) установок учитываются затратами на спуско-подъемные операции и на затраты базы по ремонту и обслуживанию установок погружных насосов.
Годовые затраты (С) находятся по формуле
С = К + Э + Р. (1.48)
Необходимо обратить внимание на то, что энергетические затраты состоят из оплаты энергии по счетчику (первая составляющая суммы) и платы за установочную мощность (вторая).
338
Стоимость оборудования берется по заводским прейскурантам. Результаты расчетов позволяют сравнить глубины подвески насосов, температуры двигателей и условные годовые затраты. На основе этих данных выбирается наиболее рациональный вариант установки глубинного центробежного насоса.
1.9. ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
Ремонт и обслуживание установок центробежных электронасосов производят на специальных заводах (г. Бугульма, г. Тюмень) и в специальных сервисных предприятиях, входящих в состав нефтяных компаний (например — Мегионская база обслуживания электропогружных установок, Юганское ЭПУ-Сервис) или в состав фирм-производителей УЭЦН (например — АЛНАС-Сервис). Рассмотрим структуру и функциональную роль отдельных производственных подразделений этих предприятий.
Группа проката оборудования собирает и анализирует полную информацию о работающих в скважинах, требующих ремонта, находящихся в ремонте и готовых к отправке на скважины установках центробежных насосов. Группа проводит комплектацию узлов установки, испытания отремонтированного оборудования, доставку его на скважины и со скважин.
Технология ремонта УЭЦН предусматривает следующие операции:
— очистка наружной поверхности насоса, электродвигателя и гидрозащиты;
— разборка насоса, электродвигателя и гидрозащиты, мойка деталей;
— дефектовка деталей, замена или восстановление вышедших из строя деталей;
— сборка насоса, электродвигателя и гидрозащиты;
— испытание узлов установки и установки в сборе.
Все работы по ремонту УЭЦН выполняет специализированная бригада. Механическая мастерская осуществляет ремонт технологического оборудования и изготовление отдельных Деталей.
339
На участке по обслуживанию и монтажу УЭЦН, а также по ремонту электрооборудования проводят сборку, испытание, запуск УЭЦН на скважине и контроль за их работой.
Капитальный ремонт скважинных центробежных насосов проводят согласно техническим условиям, разработанным соответствующими организациями (например — У К39-01-132-82).
Насосы, отправляемые в ремонт в собранном виде, 'должны быть очищены от грязи, нефти и песка. Представитель ремонтной базы проверяет и составляет приемосдаточный акт, где указывает общее состояние насосов, обнаруженные дефекты и соответствие их комплектности ведомости комплектации.
Принятые на ремонт насосы разбирают (табл. 1.81) и проводят дефектацию их деталей и узлов. Составляют ведомость дефектации, где отмечают отбракованные, годные и требующие ремонта детали и сборочные единицы.
Таблица 1.81
Технологический процесс разборки и сборки скважинного центробежного электронасоса
Наименование операций Содержание операций Оборудование, приспособление и инструмент
1 2 3
Разборка насоса
Затаскивание насоса Поднять насос краном со стеллажа, установить на рольганги Кран
Очистка наружной поверхности насоса Подать насос на устройство для мойки Установка для мойки насоса
Установка насоса на верстаке Снять защитные крышки, отвернуть винты установочные и гайку подшипника Ключи гаечные
Снять с вала опорное кольцо, шарикоподшипниковый узел и опорное кольцо Крючок
Провести распайку стыков Паяльник
Отвернуть ловильную головку Трубные ключи
340
Продолжение табл. 1.81
1 2 3
Установка насоса на верстаке Снять опорное кольцо, втулки и детали пяты, отвернуть ниппель Отвернуть основание насоса, укрепляя на концах вала шайбы опорные Извлечь вал с пакетом ступеней из корпуса насоса Снять с вала рабочие колеса и направляющие аппараты Крючок, ключ специальный Трубные ключи Стенд для извлечения ротора
Сборка насоса
Мойка Установить насос на стенде на специальных прокладках Вставить шпонку в шпоночный паз вала Провести сборку пакета ступеней и других деталей согласно сборочному чертежу Смазать пакет ступеней графитной смазкой Укрепить на концах вала шайбы, ввести в корпус насоса со стороны ловильной головки Завернуть основание в корпус и набить сальниковое уплотнение Промыть полость насоса трансформаторным маслом Надеть на вал подшипниковый узел Подать вал насоса со стороны ловильной головки в корпус насоса, собрать верхнюю пяту, установить шайбу и опорное колесо Навернуть на ниппель ловильную головку Провести пайку резьбовых стыков На конец вала надеть шлицевую муфту Верстак для сборки насоса Стенд для сборки насоса Трубный ключ Трубный ключ Паяльник
341
Насосы, отработавшие 6 лет и более, списывают.
Разрешается повторно использовать следующие узлы и детали: аппараты направляющие, имеющие износ опорного бурта не более 0,5 мм и не имеющие задиров и дефектов на опорной поверхности; рабочие колеса в сборе, имеющие износ опорной поверхности текстолитовой шайбы не более 0,5 мм и не имеющие задиров на этой поверхности.
При сборке насоса все детали очищают от стружки, эмульсии и других загрязнений и смазывают индустриальным маслом И-5А или И-8А (ГОСТ 20799-88) или трансформаторным (ГОСТ 982-80) с добавлением консервирующей присадки АКОР-1 (ГОСТ 15171-78) количестве 5 %.
Резиновые уплотнительные кольца при сборке смазывают глицерином.
При сборке текстолитовые шайбы рабочих колес плотно подгоняют к колесу. Рабочие колеса вдоль вала должны перемещаться без заедания от усилия руки. Пакет ступеней насоса, собранный на валу, должен свободно входить в корпус насоса. Затяжку направляющих аппаратов в корпус секции насоса и основания головки осуществляют при помощи шарнирных ключей крутящим моментом 800—1000 Н-м. Вал секции должен плавно проворачиваться при приложении вращающего момента не более 6 Н-м. Окончательно в собранном насосе вал должен поворачиваться без заедания при приложении крутящего момента не более 8,5 Н-м.
После ремонта все насосы подвергают контрольному испытанию. Проверяют напорную характеристику насоса при номинальном, максимальном и минимальном значениях подачи. Испытание насосов проводят на воде. Перед испытанием каждый насос подвергают обкатке на воде на номинальном режиме в течение 2 часов. На консервационной жидкости насосы гидравлической мощностью до 35 кВт испытывают в течение 0,5 ч, а насосы с гидравлической мощностью свыше 36 кВт — в течение 1 ч. После испытания на воде каждую секцию насоса подвергают разборке для ревизии и удаления воды.
На поверхности ловильной головки насоса ударным способом наносят наименование или товарный знак предприятия, номер капитального ремонта с индексом «Р», дату ремонта.
342
Капитальный ремонт двигателей проводят в соответствии с требованиями УК39-01-131-82 и РДС39-01-038-80. Двигатель, сдаваемый в ремонт в собранном виде, очищают от грязи, нефти и песка. Перед разборкой корпусных деталей необходимо удалить пайку стыков. Развинчивание корпусных деталей проводят шарнирным ключом.
При извлечении ротора из статора двигателя необходимо соблюдать следующие правила:
— ротор должен выниматься в сторону, противоположную выходным концам статора;
— ось извлекаемого ротора должна являться продолжением оси статора.
Заклиненные колодки основания подпятника освобождают выпрессовкой. В случае прихвата втулки подшипника или сердечника ротора к валу допускается вырубка втулки для последующей выпрессовки сердечника.
После разборки двигателя (рис. 1.159) (табл. 1.82) составляют ведомость дефектации отбракованных, годных и требующих ремонта деталей и сборочных единиц. Перечень деталей, подлежащих обязательной замене при капитальном ремонте, указывают в техническом условии на капитальный ремонт двигателей.
В результате дефектации детали рассортировывают на группы:
1) детали, годные, без ремонта;
2) детали, годные только при сопряжении с новыми или восстановленными деталями;
3) детали, имеющие дефекты и подлежащие восстановлению;
4) детали, имеющие хотя бы один неисправимый дефект.
Таблица 1.82
Технологический процесс разборки ПЭД45-П7АВ5
Наименование операций Содержание операции Устройства и приспособления
1 2 3
Перемещение Мойка При помощи подъемного устройства поднять электродвигатель и подать на участок для мойки На установке для мойки провести мойку наружной поверхности ‘лектродвигателя Кран, приспособление для переноса Установка для мойки
343
Продолжение табл. 1.82
1 2 3
Перемещение Разборка (см рис 1 159) Снять зажимы верстака 1 Укрепить электродвигатель в зажимах за корпус статора Снять зажимы верстака При помощи крана установить электродвигатель на верстаке и укрепить Отвинтить гайки 2, снять шайбы 3, снять крышку 20 и уплотнительное кольцо 4, вывернуть шпильку 1 Слить отработанное масло Снять муфту 22 Снять уплотнительное кольцо 19 с вала ротора Вывернуть винт 21 с верхнего конца вала Отвинтить клапан 8 из головки 7, снять шайбу Отвинтить винты, снять шайбы с крышки кабельного ввода Снять крышку кабельного ввода 14 Отогнуть завальцоваиные места шайбы Вставить кольцо специальное в паз перед накидной гайкой 11 Отвинтить гайку 11, застопорив приставок 12 Снять кольцо специальное Сдвинуть накидную гайку 11, снять полукольцо 9 Сдвинуть головку электродвигателя 7 до упора Распаять соединения концов колодки кабельного ввода и выводных концов статора Вынуть колодку кабельного ввода 13, вытолкнуть ее через отверстие для обратного клапана на противоположной стороне головки Снять кольцо 15 с колодки кабельного ввода 13 Вывинтить клапан 8 т основания 26, снять шайбу Верстак для разборки электродвигателя Гаечный ключ Ванна для слива Крючок Крючок Отвертка Ключ специальный То же Крючок Ключ для накидной гайки Ключ накидной Ключ накидной Ключ накидной Паяльник Крючок Ключ специальный
344
Продолжение табл. 1.82
1 2 3
Закрепить электродвигатель в зажимах верстака Снять зажимы с корпуса электродви гателя Закрепить электродвигатель в зажимах верстака Установить приспособление для защиты обмотки ПЭД Установить ротор для разборки Установить ротор на стенде для разборки Разрезать пайку стыков основания 26 корпуса статора Отвинтить основание 26 от корпуса 23 Снять основание 26 Снять кольцо 19 Отвинтить винт 25, снять шайбу и каркас фильтра 27 Отвинтить корпус 23 Вынуть корпус 23, снять кольцо Подать ротор в сторону головки на 3—5 мм ударами молотка по торцу нижнего конца вала Снять пяту 5 с верхнего, конца вала ротора, снять подпятник 1Я, кольцо б основания подпятника Снять головку 7, подшипник и втулку 16 Снять кольцо 19 и шайбу Снять шпонку 77 с вала ротора Передвинуть электродвигатель в сторону механического ключа Ввернуть в резьбовое отверстие нижнего конца вала ротора съемник для вытаскивания ротора, закрепить его, извлечь роторы Снять корпус подшипника Отвинтить приставку, снять кольцо Снять кольцо, втулки и турбину Снять шпонки Снять кольцо Снять пакет ротора и шпонку Ключ для накидных гаек Крючок То же —«— Ключ для накидных гаек Крючок Молоток медный Крючок То же —«— —«— Приспособление, для извлечения ротора ПЭД Съемник для извлечечения подшипниковых щитов Ключ для накидных гаек Стенд для разборки ротора Крючок Крючок Крючок Приспособление для извлечения пакета ротора
345
Продолжение табл 1.82
1 2 3
Мойка статора Сушка статора Разборка статора Снять шайбу Снять подшипник, втулку, извлечь шпонку Уложить детали в тару и подать на моечный участок и провести мойку деталей Осуществить дефектацию на основании УК39-01-131-82* Подать статор на участок для мойки Провести промывку статора в течение 30 мин Подать статор к сушильной печи, просушить и разогреть статор при температуре 160±5 °C до размягчения лака в течение 2 ч Подать разогретый статор на стенд для разборки Отрезать провод выводной Снять цилиндры, кольцо Разрезать и удалить бандажи на лобовых частях Разрезать лобовую часть обмотки со стороны выдвинутых концов Извлечь с помощью лебедки обмотку из пазов статора захватом с противоположной стороны Извлечь из пазов гильзы Снять кольцо и вкладыши Прочистить ершом, продуть пазы и расточку сжатым воздухом Подать статор на моечный участок Промыть и подсушить статор Произвести дефектацию статора согласно УК39-01-131-82 Подать статор на обмоточный участок Установка для мойки Печь сушильная Стенд для разборки Кусачки Установка для извлечения обмотки статора Стенд для разборки электродвигателя Кусачки специальные Кусачки Захват для извлечения ротора Клещи Ерш специальный, калибр пазный Приспособление для переноса электродвигателя Установка для мойки статора
* После завершения указанных операции детали подают на участок для сборки электродвигателя
346
Рис. 1.159. Электродвигатель ПЭД45-117ЛВ5
Необходимо отметить, что совершенствование конструкций узлов УЭЦН приводит к значительным изменениям технологии ремонта ЭЦН, ПЭД и гидрозащиты. Например, при использовании в погружном электродвигателе специального компаунда для изоляции обмоток статора отказ по причине пробоя обмоток статора приводит к необходимости списания двигателя.
Для облегчения ручного труда и повышения качества ремонта УЭЦН разработан и применяется целый ряд различных устройств и приспособлений в мастерских.
Установка для мойки УЭЦН представляет собой трубу, через которую протягивают узел УЭЦН. Для обеспечения герметичности торцовые части трубы имеют резиновые уплотнители. Протягиваемый при помощи лебедки узел насоса промывают горячей водой с моющим раствором, подаваемым через сопла, установленные под углом 45°. Давление в системе достигает 106 Па (10 атм), температура воды — до 360 К (90 °C). Для облегчения процесса разборки насосов применяют отбойный пневматический молоток с модернизированным клином или электропривод-ной вибратор. Прикладывая вибратор к валу разбираемого насоса, легко разбирают трудно-отворачиваемые детали.
Механизированный верстак, показанный на рис. 1.160, применяют для разборки и сборки насоса. Ключ с механическим приводом 1 устанавливают на передней торцовой части верстака б, что предотвращает опасность опрокидывания ключа. Верстак выполняют из двух секций. Это позволяет одновременно на одном верстаке вести разборку и сборку насосов.
Технические характеристики верстака
Тяговое усилие лебедки, кН....................30
Максимальный крутящий момент ключа, Н-м.....33
Мощность двигателя, вращающего ключ, кВт... 11
Габариты, м: длина...................................... 13
высота.....................................0,9
Установка для мойки деталей УЭЦН приведена на рис. 1.161. Детали насоса в специальном контейнере 5 при помощи грузоподъемного механизма 4 загружают в бункер 2, установленный
348
Рис. 1.160. Верстак для ремонта насосов и двигателей:
1 — ключ с механическим приводом; 2 — кнопки управления; 3 — пускатель, 4 — статор двигателя; 5 — зажим; 6 — рама верстака; 7— ротор двигателя; 8— крюк; 9 — канат; 10— привод барабана; 11 — обойма с отклоняющим блоком; 12 — барабан лебедки
на вращающейся платформе. Агрегатом управляют с пульта управления 3. По перфорированному трубопроводу 1 подают под давление горячую воду с моющим раствором.
Технические характеристики установки для мойки
Грузоподъемность крана, кН.................4
Температура моющего реагента, °К.........350
Мощность двигателя, кВт..................1,4
Габариты; м: высота..................................2
диаметр.................................2
Время очистки одного контейнера, ч.......0,8
После ремонта все насосы испытывают на стенде (рис. 1.162), который состоит из скважины глубиной до 30 м с обсадной 5 и промежуточной 7 колоннами. Через промежуточную колонну
349
Рис. 1.161. Установка для мойки деталей и узлов УЭЦН
рабочая жидкость поступает на прием насоса с нижней части двигателя, который охлаждает ее в процессе испытания. В качестве рабочей жидкости при испытании УЭЦН используют трансформаторное масло или воду.
Установку ЭЦН подвешивают скважине на насосно-компрессорных трубах 6. Емкость 1 с мерной шкалой служит для заполнения
350
1
2
3
Рис. 1.162. Стенд для испытания установки центробежного насоса
сливной емкости 3, из которой через систему задвижек 2 жидкость заполняет затрубное пространство скважины. Электродвигатель установки питается от трансформатора через станцию управления 4
При испытании УЭЦН проверяют подачу насоса, давление, напряжение, силу тока Режим установки контролируют по манометру
351
Режим 1. Задвижка на выкидной линии насоса закрывается. При этом подача насоса равна нулю, а давление достигает максимального значения р .
Режим 2. р.. = (0,6 — 0,7) р .
Режим 3. р, = (0,4 — 0,5) р .
Режим 4. р, = (0,2 — 0,3) р .
Режим 5. Задвижка на выкидной линии открывается. Подача насоса достигает максимального значения, давление р5 снижается до минимума.
Рис. 1.163. Автоматизированный горизонтальный стенд для испытания секций центробежных насосов
Рабочая характеристика, полученная в процессе испытания, дает возможность квалифицированно принять решение о качестве ремонта насоса. В соответствие с техническими условиями заводов изготовителей насос считается качественным, если его характеристика отличается от паспортной не более, чем на 5 %.
352
В последние годы все чаще для испытаний центробежных насосов применяются горизонтальные стенды. На рис. 1.163 показан горизонтальный автоматизированный стенд для испытания секций центробежного насоса, разработанный фирмой «Новомет» (г. Пермь). При использовании горизонтальных стендов появляется возможность замера виброскорости или виброускорения в любом сечении насоса.
Стенд управляется компьютером. Все действия выполняются в соответствии с намеченной программой, что полностью исключает субъективный фактор при испытаниях. Стенд предназначен для испытания секций габаритов 4, 5 и 5А с максимальной подачей до 660 м3/сут и максимальным напором до 2500 м водяного столба (25 МПа).
В качестве рабочей жидкости используется вода с плотностью 1000± 10 кг/м3. При обкатке и промывке секций используется автономная система водоснабжения.
На стенде можно измерять следующие величины: расход, напор, КПД, виброскорость поперечных и продольных колебаний по длине секции, момент сил на валу.
Относительные ошибки измерений:
— расход ±0,1 %;
— напор ±0,5 %;
- КПД ±1 %;
— момент сил ±0,1 %;
— виброскорость ±5 %.
Стенды аналогичной конструкции выпускают и многие другие фирмы, как российские, так и зарубежные.
23 Ивановский
353
1.10. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устройства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтяных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.
Все работы с электрооборудованием установки производятся двумя работниками, причем один из них должен иметь квалификацию электрика не ниже Ш группы.
Включение и выключение установки нажатием кнопки или поворотом переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, выполняются персоналом, имеющим квалификацию не ниже I группы и прошедшим специальный инструктаж.
Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руководству по эксплуатации.
Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем, чтобы газ из скважины не мог проходить по кабелю (например, по скрутке проволок в жиле) в помещение станции управления. Для этого делается металлическая коробка, в которой размешено соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к станции управления.
Все наземное оборудование установки надежно заземляется. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.
При спуско-подъемных работах скорость движения труб с кабелем не должна быть больше 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используются установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.
При работах по погрузке и разгрузке оборудования установок ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или
354
саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться периодическим испытаниям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.
На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и электродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор, станция управления — цепями, а барабан — за свою ось четырьмя винтовыми растяжками.
1.11. УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Как уже было сказано ранее, более половины запасов нефти в России относится к трудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти (30 сП и более). Кроме того, увеличился удельный вес месторождений с низкими дебитами скважин.
При эксплуатации этих месторождений использование традиционных технических средств механизированной добычи нефти (штанговые скважинные насосы, центробежные бесштанго-вые насосы, газлифт) малоэффективно.
Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязких нефтей. В России такие насосы серийно выпускает ОАО «Ливгидромаш».
Высокая эффективность применения электропогружных винтовых насосов (ЭВН) подтверждена при эксплуатации месторождений с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть») и Усинское («Коминефть»),
Как показывает промысловый опыт, установки ЭВН следует внедрять преимущественно в таких районах, где эксплуатация другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными условиями эксплуатации, такими, например, как с вязкой нефтью, с большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом продуктивности и др.
Принята следующая структура условного обозначения установок:
355
1 У ЭВН X - X - X -X
I______________________________________Установка укомплектован^
гидрозащитой 1Г51
------------------------------------Установка
------------------------------Э-привод от погружного двигателя. В-винтовой, Н-насос
— ————— Диаметр обсадной колонны, дюймы
-------------------Подача, м'/сут
• Напор, м
______ М одификации по температуре
Рис. 1.164. Структура обозначения УЭВН
Главное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежными состоит в том, что с повышением вязкости до определенных пределов (200 сП) параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200 сП эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной.
Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50 % свободного газа на приеме насоса не вызывает снижения его рабочих характеристик.
Винтовые насосы также эффективно применять в искривленных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.
Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-направленной скважине.
Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).
356
Все выше перечисленные преимущества установок электро-погружных винтовых насосов указывают на актуальность проведения научно-исследовательских и конструкторских работ по усовершенствованию существующих и разработки новых видов и конструкций винтовых насосов.
1.11.1. Принцип действия винтовых насосов
В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении жидкости из рабочей камеры, герметично отделенной от полости всасывания и нагнетания. Насосы этого типа имеют большую жесткость характеристик при изменении параметров, возможность перекачивания небольших объемов жидкостей при высоких давлениях, а также жидкостей с широким диапазоном значений вязкости и жидкости с газовой составляющей.
Надежность и долговечность работы в заданных условиях служат одними из решающих факторов при выборе типа насоса.
Отличительная особенность одновинтового насоса как насоса роторного типа заключается в наличии развитых поверхностей трения, мест со щелевым уплотнением. Отсюда вывод, что обеспечение режима жидкостного трения между ротором и статором является необходимым и достаточным условием высокого ресурса насоса.
Рассмотрим условия работы насоса при установившемся режиме (п = const).
На обеспечение режима жидкостного трения будут влиять геометрические параметры винтовых поверхностей ротора и статора и в конечном итоге зазор между ними, свойства материалов и чистота обработки поверхностей ротора и статора, скорость перемещения ротора в статоре; свойства перекачиваемой среды; обеспечение теплового баланса поверхностей скольжения в пределах, допускаемых выбранными материалами. Наиболее часто используется максимально простое конструктивное и технологическое решение одновинтового насоса: ротором служит винт, а статором — обойма насоса. Винт металлический, а обойма — резино-металлическая с внутренней поверхностью из синтетического каучука или другого эластомера.
Кинематическая схема одновинтового механизма показана на рис. 1.165.
357
Рис. 1.165. Кинематическая схема движения винта в обойме:
О, — ось обоймы, О2 — ось винта, К — образующая поперечного сечения винта диаметром D, е — эксцентриситет
Винт в обойме совершает сложное планетарное движение. Он вращается не только вокруг своей оси О2, его ось одновременно перемешается по окружности диаметром, равным двум эксцентриситетам (2е) в обратном направлении. Это второе движение винта вызывается его качением на отрезке 2—3 и скольжением на отрезке 5—6 стенок обоймы. Неподвижное зубчатое колесо т с внутренним зацеплением и центром О,, являющимся осью обоймы, имеет диаметр D = 4е. По нему без скольжения катится колесо п диаметром = 2е, которое принадлежит винту и вращается вокруг своей оси в обратном направлении. Во время вращения винта центр любого его поперечного сечения непрерывно перемещается по прямой от верхнего положения А до нижнего положения В и обратно. Это перемещение сверху вниз совершается за один оборот винта, причем точка на окружности п, перемещаясь внутри неподвижной окружности т, описывает гипоциклоиду. Если диаметр перемещающейся окружности равен половине диаметра неподвижной окружности, то гипоциклоида преобразуется в прямую линию АВ длиной, равной диаметру неподвижной окружности т.
На рис. 1.166 показаны восемь положений винта в обойме, сменяющих друг друга в течение одного оборота вала привода.
При качении окружности п по окружности т в направлении по часовой стрелке из положения / в положение 5 круг К (сечение винта) движется вниз, причем он вращается против часовой стрелки и скользит но стенке 6—5 обоймы. Прямая АВ повора-
358
Рис. 1.166. Рад последовательных положений поперечного сечения винта К в обойме
чивается на определенный угол, отвечающий форме и шагу винтовой линии обоймы.
Геликоидальная поверхность винта (рис. 1.167) образуется перемещением окружности К, вдоль оси винта О—О при условии, что центр окружности перемещается по винтовой линии М—М. отстоящей от оси 0—0 на величину эксцентриситета е винта.
Внутренняя поверхность обоймы образуется винтообразным движением плоскости поперечного сечения 7 — 2 — 5—4—5—6 (см. рис. 1.165), которая вращается вокруг оси О, обоймы и соразмерно перемешается вдоль этой оси. Полный поворот этой плоскости на 360° при равномерном перемещении ее вдоль оси обоймы составит длину шага обоймы Т = 2 /, где t — шаг винта.
Рис. 1.167. Правый винт
359
Между винтом и обоймой образуются замкнутые полости (см. рис. 1.166), которые заполняются перекачиваемой жидкостью. Сечение этих полостей имеет форму полумесяца.
Вместе с вращением винта полости или камеры, наполненные жидкостью, перемещаются вдоль оси обоймы из приемной полости в полость нагнетания, причем за каждый оборот винта жидкость в камере переместится в осевом направлении на длину шага обоймы Т.
Сечение, заполняемое жидкостью, постоянно по длине обоймы и определяется площадью прямоугольника со сторонами 4е и D или F = где D — диаметр винта.
При частоте вращения п оборотов теоретическая подача, насоса Q = 4eDTn, а действительная подача Qg= (?Д)6 = 4eZ?7h?7o6, где т]о6 — объемный КПД одновинтового насоса.
Оптимальным законом распределения давления по длине обоймы должна быть эпюра 1 в форме треугольника ОАБ (рис. 1.168), где ОБ — длина обоймы, ар — заданное давление. На практике могут быть нежелательные отклонения. Так, гипотенуза 2 треугольника ВАБ показывает, что рабочее давление р насоса распределяется не на всю длину насоса ОБ, а лишь на
Рис. 1.168. График распределения давления по длине обоймы:
1 — теоретическая оптимальная эпюра, 2 — неравномерная нагрузка на первые несколько камер обоймы, 3 — насос не развивает заданного давления, 4 — эпюра давления в обойме длиной 37, 5 — эпюра давления в обойме длиной 57, б — то же, в обойме длиной 8Г, 7— то же, в обойме длиной 137'
360
L= —+ 2 Ад
крайние витки ВБ. Это значит, что натяг в рабочих органах велик и эластомер будет интенсивно разрушаться.
Гипотенуза 3 треугольника А'ОБ показывает, что насос собран с зазором и не развивает заданного давления р, что также неприемлемо. Оптимален вариант, когда давление р распределяется по всей длине обоймы равномерно.
Экспериментальные кривые 4, 5, 6 и 7 (см. рис. 1.168) сняты на идентичных по натягу насосах с различной длиной обоймы. Фактические данные хорошо корреспондируются с теоретической эпюрой 7 и подтверждают возможность получения пропорционального нарастания давления по длине обоймы. Учитывая, что на максимальном достигнутом давлении в 250 кгс/см2 насос не будет иметь достаточного ресурса, на основании многолетнего опыта рекомендуется брать в расчет перепад давления между соседними камерами: А р = 45—50 м.
Длина обоймы L связана с напором насоса Н, шагом винта и перепадом давления между соседними камерами следующей зависимостью:
г. (1.48)
t
Под натягом понимается разность между диаметром поперечного сечения винта и внутренним диаметром обоймы. Если эта разность отрицательна, имеется зазор в этой рабочей паре.
1.11.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
Все погружные установки ЭВН выполнены по одной конструктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными параллельно (рис. 1.169).
Преимущество такой сдвоенной схемы расположения рабочих органов заключается в том, что в данном случае при одном и том же поперечном габарите достигается удвоенная подача насоса, что весьма существенно, учитывая ограниченные диаметральные габариты нефтяных скважин. Другим преимуществом такой схемы является то, что здесь рабочие органы взаимно гидравличес
361
ки уравновешены. Это исключает передачу значительных осевых усилий на опорные подшипники насосов или пяты электродвигателей.
Насос состоит из пусковой кулачковой муфты центробежного типа, основания с приводным валом, сетчатых фильтров, установленных на приеме насоса, рабочих органов с правыми и левыми обоймами и винтами, двух эксцентриковых шарнирных муфт, предохранительного клапана.
В основном все узлы и детали унифицированы и применяются, за некоторым исключением, во всех типоразмерах насосов. Все насосы имеют две приемные сетки, по одной для каждого рабочего органа, и общий выход, благодаря чему подача насоса равна сумме подач обоих рабочих органов, а напор насоса равен напору каждого рабочего органа 113].
В России установки электропогружных винтовых насосов выпускаются следующих модификаций — А, Б, В, Г.
А — для жидкости с температурой до 303 К (30°С);
Б — для жидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30° до 50°С);
В — для жидкости с температурой от 323 до 343 К (от 50° до 70°С).
Насос с подачей 16 м3/сутки, комплектуемый гидрозащитой 1Г51, имеет следующие обозначения: 1УЭВН5-16-1200, В.
Эксцентриковая муфта обеспечивает возможность сложного планетарного вращения винтов в обоймах, благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность.
Рис. 1.69.
Схема погружного одновинтового насоса
1 — НКТ; 2 — предохранительный клапан; 3, 9 — фильтр; 4 — левая обойма; 5 — левый винт; 6, 10 — шарнирная муфта; 7, 8 — правая обойма; 11 — вал; 12 — центробежная кулачковая муфта
362
Рис. 1.170. Эксцентриковая муфта:
/ — корпус; 2 — поводок; 3 — ролики; 4 — сферическая шайба; 5 — валик; 6 — пружина; 7 — уплотняющая манжета
Эксцентриковая муфта насосов ЭВН5-100-1000 и ЭВН5-200-900 (рис. 1.170) отличается от муфты насоса 1ЭВН5-25-1000 тем, что в насосах с подачами 100 и 200 м3/сутки муфта с винтом соединяется штифтами, а в насосах с подачами 16 и 25 м3/сутки — соединение на резьбе. Муфта (см. рис. 1.173) состоит из двух шарнирных узлов, соединенных резьбовым валиком 5. Вращение в муфте передается через ролики 5, расположенные в специальных гнездах поводка 2 и корпуса 1. Осевая сила воспринимается поводком и сферической шайбой 4. Резиновые манжеты 7 и пружина б сохраняют смазку в шарнирном узле и защищают его от механических примесей. Шарнирность узла обеспечивается сферическими опорными поверхностями поводка и шайбы и зазором между роликами и соответствующими отверстиями в корпусе и поводке.
Шламовая труба защищает насос от механических примесей, выпадающих из колонны труб, заполненных жидкостью, при остановке насоса. Корпусные детали составляют трубчатый корпус насоса. Рабочие органы насоса — обоймы в комплекте с рабочими винтами. Внутренняя поверхность обоймы выполнена из твердой маслобензостойкой резины и имеет двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чем шаг винта, причем направление спирали одной обоймы — левое, а другой — правое. Вследствие разных направлений спирали на обоймах и соответственно на винтах обеспечивается гидравлическая разгрузка насоса.
363
Для насосов с подачами 16 и 25 м3/сутки винты изготавливают из стали, а для насосов с подачами 100 и 200 м3/сутки — из титанового сплава, благодаря чему, за счет уменьшения массы винта, снижается вибрация насоса.
Пусковая ведущая муфта вместе с кулачками и ведомая полумуфта, надетая на вал насоса, обеспечивают включение насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, соответствующем частоте вращения 800— 1100 об/мин.
Включение муфты при максимальном крутящем моменте вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя и, чтобы запустить его, необходим повышенный пусковой момент. Достигается это за счет выдвижения кулачков, стянутых пружиной, под действием центробежной силы, соответствующей этой частоте вращения двигателя. Зацепление кулачков и включение насоса происходит после того, как кулачки вошли в соответствующие окна в ведомой полумуфте, обеспечивающей вращение приводного вала насоса только в заданном направлении. При обратном вращении за счет скоса на кулачках муфта не включается и кулачки проскальзывают.
Внутри основания насоса расположены вал с подшипниками и опорные пяты из силицированного графита. Основание (рис. 1.171) можно использовать только в насосах, комплектуемых гидрозащитой 1Г51. В этом узле нет сальника, а смазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводной вал 4 надеты защитные втулки / из нержавеющей стали, которые вращаются в бронзовых втулках 2. Концевые неподвижные опорные пяты опираются на резиновые прокладки для равномерной передачи усилий на всю поверхность пяты.
Рис. 1.171. Основание:
1 — защитная втулка, 2 — бронзовая втулка, 3 — опорная пята, 4 — приводной вал
364
Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан расположен в верхней части насоса. Клапан (рис. 1.172) состоит из корпуса золотника 3, золотника 4, поршня 5, амортизатора 2 и корпусных деталей / и 6. Клапан обеспечивает технологические и эксплуатационные операции по обслуживанию и монтажу насоса. Основные функции клапана: защита насоса от перегрузки в случае повышенного давления в напорной линии; обеспечение слива и залива колонны труб при спуско-подъемных операциях; перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину, или при содержании в жидкости большого количества газа; предотвращение обратного потока откачиваемой жидкости из труб через рабочие органы при остановках насоса.
Рис. 1.172. Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан:
1,6— корпусная деталь, 2 — амортизатор, 3 — корпус золотника, 4 — золотник, 5 — поршень
На рис. 1.173 показаны три промежуточных положения клапана при эксплуатации насоса: заполнение жидкостью колонны труб и слив жидкости при спуске и подъеме установки (рис. 1.173, а), подача жидкости на поверхность при работающей установке (рис. 1.173, б) и сброс жидкости при недостаточном притоке жидкости или большом газовом факторе обратно в скважину (рис. 1.173, в).
Обойма. В стандартном одновинтовом погружном насосе типа ЭВНТ обойма является несущей конструкцией, а ее корпус выполняет функции корпуса всего агрегата. Поэтому к прочности и точности изготовления металлического корпуса предъявляются повышенные требования, особенно в отношении разностен-ности. Обычно его изготовляют из горячекатаных легированных стальных труб. Легирование хромом нежелательно, так как ухуд-
365
Рис. 1.173. Схема работы предохранительного клапана
шает крепление эластомера, например, синтетического каучука. Для увеличения прочности крепления резины к металлу рекомендуется внутреннюю поверхность корпуса выполнять в виде неглубокой нарезки произвольного профиля, которую затем покрывают различными слоями материалов, обеспечивающих надежное (не менее 40 кгс/см2 на отрыв) крепление резины к металлу. Обычно этот процесс производится в пресс-форме, одновременно с вулканизацией самой резиновой смеси.
При конструировании и расчете профиля винтовой поверхности всегда учитываются свойства синтетического каучука данной марки. Важно обеспечить равномерность толщины слоя резины по всей длине обоймы. Необходимо учитывать и изменение геометрической формы изделия в процессе вулканизации его в пресс-форме.
Требования к эластомеру обоймы. Гарантийная наработка до отказа обоймы, непрерывно работающей в нефтяной скважине с напором 900—1500 м, должна быть не менее 1 года при сроке хранения 2 года.
366
Эластомер обоймы, обычно синтетический каучук, должен быть работоспособным, т.е. нефтестойким в нефтяной среде различных месторождений, причем часто требуется его работоспособность при высоких температурах жидкости — до 70—90 °C.
Вследствие высоких требований по напору конструктивная длина обойм некоторых типоразмеров уже достигает 1500 мм и существует непрерывная тенденция к увеличению этого размера. Отсюда очень важны высокие литьевые свойства эластомера и обеспечение прочности крепления его к металлу не менее 40 кгс/см2. Особое внимание уделяется равномерности крепления резины по всей поверхности обоймы.
Основные физико-механические показатели эластомера
Сопротивление разрыву, кгс/см2...............> 100
Относительное удлинение, %...................> 150
Относительное остаточное удлинение, %........<20
Изменение массы образца в нефтяной среде, %: за 24 ч...................................<3
за 72 ч...................................<4
Эластомер должен обладать достаточной твердостью, быть стойким к воздействию жидких и газообразных агрессивных сред, уменьшение массы образца не допускается.
Транспортирование и монтаж оборудования можно производить в заполярных районах и в районах с тропическим климатом. Эластомер должен удовлетворять и этим специфическим требованиям.
Специальных исследований требует проблема газостойкости эластомера, т.е. стойкости к проникновению газов.
При сравнении газопроницаемости различных синтетических каучуков установлено, что удельная газопроницаемость нит-рильного синтетического каучука (СКН) в 20 раз больше фторокаучука. Однако при насыщении образцов углекислотой, которая по своему действию на СК близка к нефтяным попутным газам, наименьшему разрушению подвергаются образцы, обладающие большей газопроницаемостью. Это объясняется возможностью молекул газа выходить из межмолекулярной решетки, не разрушая ее при резком снижении давления окружающей среды, что происходит при подъеме насоса из скважины во время ремонта.
367
Большое значение при выборе эластомера имеет коэффициент трения эластомера по металлу. С этой точки зрения могут быть рекомендованы фторокаучуки и полиуретаны.
Одним из специфических свойств эластомера является его твердость. Это свойство характерно не само по себе, а служит контролируемым выразителем суммы других физико-механических показателей, которые в готовом изделии проконтролировать бывает невозможно.
Показатели теплостойкости связаны с показателем твердости обычной зависимостью: теплостойкость твердых эластомеров выше, чем более мягких.
С точки зрения повышения напорности насоса повышение твердости является полезным свойством, оно совпадает и с повышением теплостойкости. Однако наиболее износостойки мягкие синтетические каучуки
Таким образом, для износостойкой модификации насоса необходимы обоймы в специальном исполнении.
После вопроса крепления к металлу износостойкость является наиболее важным из требований, предъявляемых к эластомеру.
Стойкость к истиранию полиуретановых каучуков в несколько раз выше стойкости нитрильных. Однако проблема трения и износа трущихся пар с участием механических примесей сложна и требует больших усилий для ее исследования и решения. Пока наиболее износостойкая пара — хром по эластомеру.
Обоймы, покрытые изнутри эластомером, изготовляют, как правило, в пресс-форме. Эластомер заполняет форму и подвергается вулканизации. С помощью литьевых стержней с правым и левым направлением винтовых спиралей формуются соответствующие обоймы — правые или левые. Перед сборкой качество и размер обойм контролируется гладкими цилиндрическими калибрами.
Контроль качества эластомера осуществляется с помощью свидетелей — образцов эластомера, изготовляемых в той же пресс-форме одновременно с изделием. По торцам обоймы контролируется твердость эластомера.
Стабильность химического состава и физико-механических свойств эластомера и строгое соблюдение технологического регламента на всех операциях обеспечивают гарантированный ресурс насоса.
Винт. Наиболее технологически простым является однозаход-ный винт с поперечным сечением в виде правильного круга.
368
Винт может быть изготовлен из стали, легированной хромом, или из титанового сплава, который примерно в 1,7 раза легче стали и не уступает ей по прочности Выигрыш в массе позволяет во столько же раз снизить нагрузку на эластомер от центробежной силы при вращении винта Обрабатывается винт на токарном станке, обычно с приспособлением для вихревой нарезки, что позволяет получить высокую точность при наиболее высокой производительности труда. Поверхности винта должны удовлетворять требованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти условия выполняются нанесением на поверхность твердого слоя хрома и его полированием в специальном приспособлении
Сборка сдвоенных насосов. При сборке сдвоенного насоса рабочие пары обойма — винт (как левые, так и правые) подбираются по возможности с одинаковым монтажным натягом. Последний рассчитывается с учетом температурного исполнения насоса. Если насос предназначен для работы в скважинах с повышенной температурой жидкости, натяг уменьшается и должен быть предусмотрен предварительный зазор. Этот зазор при нагреве насоса в скважине будет выбран и перейдет в стандартный натяг в связи с тем, что эластомер в обойме расширяется больше, чем металлический корпус. Заказчик обязан своевременно известить предприятие-изготовитель о необходимом ему температурном исполнении насоса.
Необходимым условием сборки является также балансировка винтов Правый и левый винты при сборке следует располагать в одной плоскости и размещать в обоймах так, чтобы оси винтов (приведенные к центрам тяжести массы) находились в противоположных направлениях. Тогда центробежные силы Ри и Р’и (рис. 1.174) будут уравновешены, неуравновешенным останется лишь вектор момента инерции второго порядка от пары сил Рц и Р’ц.
Рис. 1.174. Схема балансировки винтов
24 Ивановский
369
Рц=^ (1.49)
Абсолютная величина этого момента невелика и, как показывает практика, не влияет на прочность погружного агрегата или насосно-компрессорных труб.
Такая балансировка винтов при сборке насоса легко достигается простым вращением корпусов обойм при одновременном контроле положения винтов в обоймах. Так как при вращении корпуса обоймы на угол а угловое перемещение винта в обойме составляет 2а, задача балансировки винтов при сборке насоса не составляет труда.
Особенности конструирования универсальных шарниров. Универсальные шарниры конструируются с учетом необходимого эксцентриситета винтов, передаваемого крутящего момента и осевых сил, возникающих в насосе от давления. Предложенные ранее шарниры с гибким тросом, шарниры с точечным контактом между торовыми поверхностями звеньев цепи, так же как и широко известные шарниры типа Кардана-Гука, или упругий вал взамен шарниров оказались ненадежными при эксплуатации насосов со сдвоенными винтовыми роторами.
Только конструкция (см. рис. 1.170) показала себя достаточно надежной и широко применяется в промышленных образцах.
При изготовлении шарнира основное внимание следует обращать на параллельность и равномерность размещения по окружности канавок, в которые помещаются «плавающие» ролики, и на их термическую обработку.
Прилегание сферических поверхностей должно быть не менее 75 %. Сборка шарниров должна обеспечивать их подвижность, т.е. необходим небольшой зазор между трущимися деталями.
1.11.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
Рассмотрим явления, связанные с зазорами и натягами, имеющимися в насосе [14].
Практика проектирования насосов с упругой обоймой показывает, что для обеспечения эффективной работы необходимо создать достаточную герметичность по линиям контакта поверхнос
370
тей винта и обоймы. Обычно герметичность достигается тем, что рабочий винт имеет превышение одного или нескольких размеров (чаще всего поперечного сечения) над соответствующими элементами профиля обоймы, т.е. имеет место первоначальный натяг 50.
Схема действующих сил. Определим силы, вызывающие трение, винта и регламентирующие положение винта в обойме (рис. 1.175). Таких сил две.
1. Сила инерции, существование которой обусловлено кинематикой движения винта, на длине шага винта
2 2
р. = ™ оа нм
где г — радиус поперечного сечения винта;
t — шаг винта;
е — эксцентриситет винта;
у — удельный вес материала винта;
св0 — угловая скорость перемещения оси винта относительно оси обоймы;
g — ускорение силы тяжести;
а — коэффициент, учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты и той части тела винта, которая выступает из обоймы.
2. Радиальная гидравлическая сила, определенная Д.Д. Саввиным: 4
Рр=--Рк. (1.51)
л
pt
Рис. 1.175. Схема действия сил в насосе
371
Здесь Рк — межвитковый перепад давления.
Р-Р р _ н вс к~ 2?-1 ’
где Ри — давление нагнетания;
Рс — давление всасывания;
Z — количество шлюзов в каждой нарезке обоймы.
Равнодействующая этих двух сил равна:
(1.52)
Лр=^;+р;- (1-53)
Суммарная нормальная сила на контактной линии на длине шага винта:
с 2 Л,.cosy
= ^sin(<P~Y)<Ap = —----------
71
О
(1.54)
Из рис. 1.175 видно, что угол <р является углом поворота оси сечения обоймы относительно оси z, а у = arctg (Рр/Р).
Таким образом, устанавливаем, что нормальная сила, прижимающая винт к обойме, является функцией обеих радиальных сил, а также соотношением их значений.
Приведенная нормальная сила с учетом влияния первоначального натяга
РП2=Р.ч+Рь, (1.55)
где сила Ре является функцией первоначального натяга, толщины и механических свойств резины рабочей поверхности обоймы и определяется экспериментально.
Деформация внутренней поверхности обоймы происходит в направлении равнодействующей силы Pjp, под действием которой винт смещается в обойме. Предположим, что смешение это (00,) будет равно т (рис. 1.176, изменится и натяг (радиальная деформация резины) на контактной поверхности рабочих органов.
Суммарный натяг представим в виде:
5 = wsin((p - у) + 50. (1-56)
372
Рис. 1.176. Деформации обоймы
С целью создания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочих органов выбираются таким образом, чтобы обеспечить при работе насоса появление зазора.
Значения зазора определяются
6 = т sin(cp - у) - 50. (1.57)
Уравнения (1.56) и (1.57) справедливы для всех положений винта в обойме, за исключением момента ср = 0 ± (тг/2)«, когда сечение винта занимает крайнее положение в сечении обоймы. Анализ деформации резины в этих сечениях показывает, что образующийся после деформации зазор весьма мал и для практических расчетов им можно пренебречь. Графики изменения зазора и натяга на развертке рабочих органов насоса на длине шага обоймы показаны на рис. 1.177.
Исследование зависимостей (1.56) и (1.57) показывает, что ввиду малой амплитуды кривых справедливо, при сохранении постоянства гидравлического радиуса, заменить действительные
373
2
3
Рис. 1.177. Схема развертки контактных линий рабочих органов:
а — нарезка I; б — нарезка II:
/ — первоначальный натяг; 2 — радиальная деформация резины в направлении равнодействующей Р 3 — действительное значение зазора и натяга; 4 — усредненные значения зазора; 5 — усредненные значения натяга
значения зазора и натяга средними, пользуясь следующими выражениями:
5^(~ + 8о)7. , (1.58)
где % — коэффициент,
, 1 - cosa
% = 1 +—’
1 + Л'5'’
2т
8П
здесь а = arcsin-^- (1.59)
т
2m-cosa
0ср - ~ °о •
п -2а
Длина проекции проточной части контактной линии на ось обоймы на длине шага винта
, г(тс-2а)
(1.60)
71
374
Длина проекции поверхности трения винта в обойме по длине шага винта
L6=— (л+2а). (1.61)
71
На основании проведенных исследований были сделаны следующие ВЫВОДЫ!
1. Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ори-ентацией рабочего винта. При работе насоса под действием инерционных и гидравлических сил происходит радиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении.
2. Деформация обоймы предопределяет возникновение зазора с одной стороны, диаметрального сечения винта и натяга между винтом и обоймой с другой, величина и протяженность которых непостоянны и определяются выражениями (1.56—1.61).
Механические потери. Первоначально примем два допущения.
1. В процессе работы насоса винт самоустанавливается в обойме, вследствие чего силы, действующие на обойму, распределяются равномерно по всей длине (при идеальной геометрии винта и обоймы).
2. Коэффициент трения винта по резиновой поверхности обоймы постоянен.
Мощность трения на длине обоймы, кВт:
NTp = 2,06 10 5- Р„; /• г п z , (1.62)
где /— коэффициент трения пары «обойма — винт», в функции удельного давления;
п — скорость вращения приводного вала, об/мин.
Задачей одного из циклов проведенных балансовых испытаний являлось определение области оптимальных значений величины 5О. Было установлено, что для обойм, внутренняя полость которых отлита из резины с твердостью 55—75 ед. по ТМ-2, оптимальным с точки зрения равномерности распределения давления вдоль оси обоймы следует считать межвитковый перепад Давления
Рк.= 1,3—1,8 кг/см2. (1.63)
375
В этом режиме максимальные уровни КПД были получены при следующих значениях величины первоначального натяга
So = (0,02-0,03) ч.
(1-64)
Механические потери в рабочих органах существенно зависят от величины первоначального натяга (рис. 1.178).
Рис. 1.178. Зависимость энергетических показателей насоса 1ВВ 0,4/2 от величины первоначального натяга
При 8() >80опт наблюдается резкое повышение мощности трения.
Объемные потери. Объемные потери представляют собой расход жидкости через щель проточной части контактной поверхности:
I
q = p-Sj2g--^5 (1.65)
где S — площадь щели.
376
Коэффициент расхода р. в общем виде является функцией числа Рейнольдса
определяемого из выражения
Re =
2^еср
(1.66)
где v — коэффициент кинематической вязкости.
Совместно решая уравнения (1.62) и (1.63), получим:
1 «
2V-1 Г
_ . 6 -Е©"[ .р2(''_1),
v V с₽ к
J \ 1 7
(1-67)
где Е — длина проточной части контактной линии.
Для определенного типоразмера насоса при перекачке однородных жидкостей произведени
1 п
2 >-1 ( 2g>«-D
— • — -c=const = c.
vJ V J
(1.68)
Следовательно,
ср Л
(1.69)
Стендовые испытания рабочих органов насоса 1ВВ 1,6; 1ВВ 0,8 и 1ВВ 0,4 при перекачке воды показали, что при первоначальных натягах по выражению (1.61) перетоки жидкости характеризуются весьма широким диапазоном числа Рейнольдса (Re = 300-10000).
Экспериментально были получены следующие значения коэффициентов:
п = 2-8, ц = 0,28-0,7.
377
Анализ выражения (1.69) (предположив Рк= const) позволяет получить аналитическую зависимость объемных потерь насоса от величины зазора и первоначального натяга:
? = с1-®"1=с1(8ср-80)"1, ср
(1.70)
где
1,14< —< 2. п-1
На рис. 1.179 показана зависимость объемных потерь насоса 1ВВ, 1,6/16 от величины первоначального натяга при перекачке воды.
насоса 1ВВ 1,6/16 от величины первоначального натяга 80:
7 — 0,4 мм, 2 — 0,35 мм, 3 — 0,28 мм, 4 — 0,2 мм, 5 — натяг отсутствует
Анализ результатов испытаний объясняет заметный разброс значений подачи насосов серийного производства, в которых по технологическим соображениям первоначальный натяг имеет отклонение ±0,1 мм.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований показали:
1. Величина первоначального натяга оказывает большое влияние на энергетические показатели одновинтовых насосов.
378
Для принятых оптимальных значений перепадов межвитковых давлений (1.61) имеет место интервал значений первоначального натяга (1.62), при котором рабочие органы насоса работают с максимальным значением КПД, достигающим 70—75 % для насоса 1ВВ 1,6 и 55—65 % для насоса 1ВВ 0,4.
2. С повышением величины 8о: уменьшается зазор в проточной части контактной линии, вследствие чего уменьшаются объемные потери; увеличивается нормальная сила и уменьшается удельное давление, что вызывает увеличение механических потерь.
3. При натяге 8(, > 5оопт наблюдается резкое понижение общего КПД насоса.
1.11.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
В настоящее время отечественной промышленностью выпускаются электропогружные винтовые насосы для добычи нефти следующего параметрического ряда:
УЭВН5-12-1200
УЭВН5-12-1500
УЭВН5-16-1200
УЭВН5-16-1500
УЭВН5-25-1000
УЭВН5-25-1500
УЭВН5-63-1200
УЭВН5-100-1000
УЭВН5-100-1200
УЭВН5-200-900.
Винтовые насосы характеризуются основными гидравлическими параметрами: напор, давление, мощность, КПД. Ниже на (рис. 1.180—1.185) приведены рабочие характеристики некоторых винтовых насосных установок [34].
В приведенных ниже табл. 1.83 и 1.84 представлены технические характеристики установок электропогружных винтовых насосов и самих насосов.
379
Q, м3/сутки
N*, кВт
ff m 200 onooosoo koko eoo soommoiwoiiji
Рис. 1.180. Характеристика насоса установки УЭВН5-16-1200
Рис. 1.181. Характеристика насоса установки УЭВН5-25-1000
380
Рис. 1.182. Характеристика насоса установки УЭВН5-63-1200
Рис. 1.183. Характеристика иасоса установки УЭВН5-100-1000
381
Q, м3/сутки
Л*, кВт
I--1--х___I__I. I__.1. , 1 I' I I 1 1 1
О wo гоозоо «0500 ыотоо вооооотиоогло Н,н
Рис. 1.184. Характеристика насоса установки УЭВН5-100-1200
О 100 200300 «0 500 600700 Ю9001000Н,н
Рис. 1.185. Характеристика иасоса установки УЭВН5-200-900
382
Таблица 1.83
Технические характеристики устаноаок
Показатель УЭВН 5-16-1200 УЭВН 5-25-1000 УЭВН 5-63-1200 УЭВН 5-100-1000 УЭВН 5-100-1200 УЭВН 5-200-900
Подача, м3/сутки 16 25 63 100 1ОО 200
Давление, МПа 12 10 12 10 12 9
Напор, м 1200 1000 1200 1000 1200 900
Рекомендуемая рабочая часть подача, м3/сугки 16-22 25-36 63-80 100—150 100-150 200-250
давление, МПа 12-6 10-4 12-6 10—2 12-6 9-2,5
Мощность электродвигателя, кВт 5,5 5,5* 22 22* 32 32
КПД погружного агрегата, % 38,6 40,6** 41,4 45 9** 46,3 49,8
Габаритные размеры погружного агрегата (насос, электродвигатель с гидрозащитой), мм: диаметр 117 117 117 117 117 117
длина L 8359 8359*** 11104 11104*** 13474 13677
Масса погружного агрегата, кг 341 342 546 556 697 713
* Установки могут быть укомплектованы электродвигателем соответственно мощностью 22 и 32 кВт.
** Для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 39,5 и 46,4%.
« *** для установок с электродвигателем мощностью 22 и 32 кВт соответственно 10671 и 13071 мм.
Таблица 1 84
Технические характеристики насосов
Показатель ЭВН5-16-1200 ЭВН5-25-ЮОв ЭВН5-63-1200 ЭВН5-100- 1000 ЭВН5-100- 1200 ЭВН5-200-900
Подача, м3/сутки 16 25 63 100 100 200
Напор, м 1200 1000 1200 1000 1200 900
Мощность насоса, кВт 4,5 5,5 16,0 19,5 23,0 31,0
кпд, % 48,3 51,4 53,5 59,6 59,1 65,7
Габаритные размеры, мм диаметр 103 103 103 103 103 • 103
длина L 3488 3488 4053 4143 4443 4646
Масса, кг 105 126 136 150 160
1.11.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
Для привода погружных винтовых насосов изготавливают маслонаполненные трехфазные асинхронные че
тырехполюсные погружные электродвигатели переменного тока
с короткозамкнутым ротором (рис 1 186) Двигатели предназначены для продолжительного режима работы от сети переменного тока частотой 50 Гц
Электродвигатель состоит из статора 4, ротора 5, головки 2, верхней 3 и нижнеи 6 опор (радиальных подшипников скольжения), основания 7с фильтром 8 В головке электродвигателя расположены осевая опора 7 (упорный подшипник), воспринимающая массу подвешенного на ней ротора, колодка кабельного ввода и концевая радиальная опора вала Статор представляет собой стальной цилиндрический тонкостенный корпус,
Рис. 1.186. Электродвигатель типа ПЭД для погружных винтовых насосов
25 Ивановским
385
Электродвигатель
в котором расположен магнитопровод, состоящий из магнитных и немагнитных пакетов. Немагнитные пакеты являются опорами промежуточных подшипников скольжения ротора. Ротор электродвигателя многоопорный, состоит из пустотелого вала и группы сердечников, между которыми расположены промежуточные радиальные опоры (подшипники скольжения).
Условное обозначение электродвигателей: П — погружной; ЭД — электродвигатель; цифры после букв — условная мощность (кВт); цифры после тире — диаметр корпуса (мм); 4 — четырехполюсный; В — климатическое исполнение; последняя цифра — категория размещения.
Технические характеристики погружных электродвигателей, используемых для привода винтовых насосов, приведены в таблице 1.85.
Герметизация электродвигателя осуществляется с помощью гидрозащиты 1Г51, конструкция которой подробно рассмотрена в разделе 5.2.3 настоящей книги.
Рис. 1.187. Электродвигатель с гидрозащнтой 1Г51:
1 — протектор, 2 — перепускной клапан; 3 — компенсатор
386
Таблица 1 85
Технические характеристики погружных электродвигателей
Наименование параметра ПЭД5,5-117/4В5 ПЭД8- 117/4В5 ПЭД11-117/4В5 ПЭД22-117/4В5 ПЭД32- 117/4В5
Номинальная мощность, кВт 5,5 8 11 22 32
Напряжение линейное, В 350 450 650 700 1000
Номинальный ток, А 15,5 18 17 31,5 32
Частота тока, Гц 50 50 50 50 50
Частота вращения вала, об/мин 1500 1500 1500 1500 1500
Скольжение, % 8 7 7 7,5 7,5
Коэффициент мощности, долм ед 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75
кпд, % 78 77 77 76,5 76,5
Температура окружающей среды, °C (не более) 90 90 90 90 90
Тип гидрозащиты 1Г51 1Г51 1Г51 1Г51 1Г51
Диаметр электродвигателя, мм 117 117 117 117 117
Длина электродвигателя, мм 2558 2848 3548 5008 6758
Масса электродвигателя, кг 159 185 237 320 450
Установки электропогружных винтовых насосов комплектуются оборудованием, приведенным в табл. 1.86.
387
Таблица 1.86
Установка Электродвигатель Кабель в сборе Комплектное устройство | Трансформатор
Основной X площадь сечения, ММ2 х длина, м Удлинитель х площадь сечения, ММ2 х длина, м
УЭВН5-16-1200 УЭВН5-16-1500 УЭВН5-12-1500 ПЭД5,5- 117/4В5 ПЭД11-117/4В5 ПЭД11-117/4В5 КПБКЗХ 10Х 1275 КПБПЗХ6Х25 Ш5103-3277У1
УЭВН5-25-1000А, Б УЭВН5-25-15ОО ПЭД11-117/4В5 ПЭД22-117/4В5 КПБКЗХ 10Х 1075 КПБПЗХ6Х25 Ш5103-3277У1
УЭВН5-25-1000А1,В,К ПЭД22-117/4В5 КПБКЗХ 16Х 1075 КПБПЗХ6Х25 ШГС5805-49АЗУ1 ТМПН63/1-73УХЛ1
УЭВН5-100-1000А, В, Б ПЭД22-117/4В5 КПБКЗХ 16Х 1075 КПБПЗХ6Х25 ШГС5805-49АЗУ1 ТМПН63/1-73УХЛ1
УЭВН5-100-1000А1, К ПЭД32-117/4В5 КПБКЗХ 16Х 1075 КПБПЗХ6Х25 ШГС5805-49АЗУ1 ТМП Н100/3-73УХЛ1
УЭВН5-100-1200Г ПЭД32-117/4В5 КПБПЗХ I6X 1300 КПБПЗХ6Х20 КПБПЗХ 16Х 1300 ШГС5805-49АЗУ1 ТМПН 100/3-73УХЛ1
УЭВН6-63-1200В. К УЭВН6-63-1200В, К ПЭД22-117/4В5 ПЭД32-117/4В5 КПБПЗХ 16Х 1300 КПБПЗХ6Х20 КПБПЗХ 16Х 1300 ШГС5805-49АЗУ1 ТМПН63/1-73УХЛ1
1.11.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
Зарубежные фирмы выпускают разные модифи-
кации погружных винтовых насосов в зависимости от назначения, но рабочие органы практически во всех насосах одного и того же типа. Они состоят из резиновой обоймы и стального
винта. Винт, как правило, имеет однозаходную спираль, обой-
ма — двухзаходную. Значительно реже двухзаходным винтом и трехзаходной обоймой.
Благодаря увеличению числа заходов рабочих органов соответственно увеличивается и производительность насоса, и напор при одной и той же длине обоймы.
Фирма «Sigma Olomotio (Чехия) выпускает одновинтовые погружные насосы (рис. 1.188) для подъема воды из скважин. Насос вместе с погружным двигателем на трубах спускается в скважину под уровень жидкости. Насос снабжен обратным шариковым клапаном.
Фирма «Robbins and Myers» (США) создала погружной одновинтовой насос для добычи нефти из скважин преимущественно с повышенным содержанием механических примесей. Приводом насоса служит погружной электродвигатель. Электроэнергия с поверхности подается по специальному кабелю.
В 1972 г. фирма «Husky Oil Ltd.» (Канада) получила патент на насосную установку для добычи из скважин вязкой
Рис. 1.188. Скважинный одновинтовой насос фирмы «Sigmas-
встречаются насосы с
389
нефти, преимущественно с механическими примесями. В качестве насоса в этой установке применен одновинтовой насос с одним рабочим органом, состоящим из резинометаллической обоймы и стального винта. В состав всего погружного агрегата входят погружной двигатель, редуктор, компенсатор и насос. Компоновка составных частей установки такая же, как и в установках, работающих в России. Отличие состоит лишь в том, что в установках фирмы «Husky Oil Ltd.» для снижения частоты вращения вала насела используется планетарный редуктор. Применение редуктора позволяет получить оптимальную частоту вращения вала насоса в зависимости от рода откачиваемой жидкости. Такое устройство обеспечивает сравнительно высокую износоустойчивость рабочих органов при откачке пластовой жидкости с большим содержанием механических примесей за счет значительного снижения частоты вращения.
С помощью редуктора, встроенного в погружной агрегат и установленного между двигателем и компенсатором, частоту вращения вала насоса можно снизить с 3600 до 600 об/мин. Компенсатор, установленный над редуктором, снабжен упругой диафрагмой и заполнен жидким маслом, которое служит смазкой для редуктора и электродвигателя.
Фирма «Pompes et Compresseurs MOINEA U» и Французский институт нефти разработали погружной винтовой насос для добычи нефти из скважин с максимальным давлением 80 кгс/см2. Установка состоит из насоса, электродвигателя с протектором, кабеля и наземной системы электропитания двигателя. Насос выполнен в двух вариантах.
На рис. 1.189, а показан вариант насоса, в котором четыре одинаковых рабочих органа соединены последовательно, что позволяет получить общий напор насоса, равный сумме напоров, развиваемых каждым рабочим органом в отдельности. Подача насоса равна подаче отдельного рабочего органа.
На рис. 1.189, б показан вариант насоса, в котором два одинаковых рабочих органа с правым направлением спирали винтовой линии соединены между собой последовательно, а с двумя другими рабочими органами с левым направлением спирали, соединенными между собой также последовательно, соединены параллельно. При такой схеме соединения рабочих органов подача и напор удваиваются по сравнению с подачей и напором
390
каждого рабочего органа в отдельности.
Приводом служит серийный погружной электродвигатель с частотой вращения 2950 — 3500 об/мин, снабженный преобразователем частоты, что обеспечивает снижение частоты вращения вала насоса до 500 об/мин. Планируется выпуск таких насосов с частотой вращения вала насоса 700 и 1000 об/мин. Максимально возможная подача насоса 400 м’/сут, таким образом максимальная подача отдельной рабочей пары 200 м3/сут. Поперечный габарит корпуса насоса в зависимости от подачи 82—160 мм.
Фирма «REDA PUMP COMPANY» выпускает винтовые насосные установки, которые имеют погружной электродвигатель, обеспечивающий привод винтового насоса, редуктор с гибким приводом, предназначенный для уменьшения частоты вращения электродвигателя и преобразования вращательного движения ротора насоса в концентрическое вращение [9].
Рис. 1.189. Схемы насосов Р.С.М. (Франция):
а — последовательное расположение винтов, б — последовательнопараллельное соединение винтов
391
В редукторе используется планетарная редукционная система. Для восприятия осевой нагрузки насоса введена секция осевой опоры. Имеются редукторы с передаточными отношениями 4:1 и 16:1. Между погружным электродвигателем и редуктором установлен протектор для уплотнения и выравнивания давления. Вследствие особых требований к электродвигателю и редуктору, каждый из них содержит различные жидкости. Эти жидкости разделяются протектором и позволяют выровнять давление со скважинным давлением. В случае неисправности в редукторе или электродвигателе, загрязненная жидкость не проникнет в другой компонент и не вызовет дальнейшего повреждения.
Для привода редуктора используется 4-полюсный погружной электродвигатель. Выходная частота вращения электродвигателя составляет 1700 об/мин при 60 Гц. Применение 4-полюсного электродвигателя понижает сложность редуктора, требуя только одну понижающую ступень.
Выходная частота вращения системы с передаточным отношением 4:1 составляет 425 об/мин при 60 Гц. Установка может работать при частоте тока 30—70 Гц.
Фирмой REDA разработаны установки винтового насоса трех различных диаметров:
Диаметр 4,2" — Спуск в обсадную колонну диаметром 5 ’/2" (140 мм).
Мощность приводного электродвигателя — 10—50 л.с.
— Первая установка установлена в августе 1996 года.
— С тех пор система установлена более чем в 20 скважинах.
— До сих пор самый продолжительный непрерывный период работы составлял 300 дней.
Диаметр 5,25" — Спуск в обсадную колонну диаметром 7" (178 мм).
Мощность приводного электродвигателя — 10—70 л.с.
— Первая установка запушена в работу в мае 1994 года.
— Системы установлены более чем в 40 скважинах.
— До сих пор самый продолжительный непрерывный период работы составлял 730 дней.
Диаметр 6,87' — Спуск в обсадную колонну диаметром 85/s" (219 мм).
Мошность приводного электродвигателя — 80—100 л.с.
— Первая установка запушена в работу в сентябре 1997 года.
392
Также фирмой REDA выпускаются погружные винтовые установки с извлекаемыми с помощью канатной техники рабочими органами «винт — обойма». В данных установках погружной электродвигатель, кабель, протектор и редуктор устанавливаются на эксплуатационную колонну. Винтовая пара устанавливается и извлекается при помощи одножильного каната. Это обеспечивает замену рабочих органов без использования агрегата для подземного ремонта скважин. Замену рабочих органов можно произвести с использованием лубрикатора, постоянно контролируя давление в скважине.
В современной конструкции применяются НКТ 4*/2" (114 мм), которые используются в качестве лифтовой колонны внутри обсадной трубы диаметром 7" (178 мм). Имеется система с НКТ диаметром З1/” (89 мм), способная обеспечить дебит до 500 барр/сутки.
На сегодняшний день практически все зарубежные фирмы проводят опытно-конструкторские и экспериментально-промышленные работы по созданию установок ЭВН, однако ни одна из фирм не наладила до сих пор серийного производства УЭВН (полностью) из-за недостаточной работоспособности разрабатываемого оборудования.
1.12. УСТАНОВКИ ЭЛЕКГРОПРИВОДНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Диафрагменные насосы относятся к классу объемных. Они предназначены, в первую очередь, для эксплуатации мало- и среднедебитных нефтяных скважин которые, в настоящее время и в ближайшем обозримом будущем, являются основным фондом нефтяной промышленности России.
Насос состоит из гидравлической и приводной части. В гидравлическую часть входит всасывающий и нагнетательный клапаны, гидравлическая полость в которую поступает, а затем вытесняется добываемая жидкость и диафрагма, разделяющая насос на две части. Диафрагма выполняет две функции. Первая — вытеснение добываемой жидкости и вторая — изолирование приводной части от агрессивной добываемой среды. Приводная часть
393
в зависимости от конструктивного исполнения может содержать различные узлы. Ее задачей является создание усилия и его передача на диафрагму. По способу передачи энергии бесштанго-вые диафрагменные насосы можно разделить на две группы, в первую из которых входят насосы с погружным электроприводом, а во вторую — с поверхностным гидроприводом.
В качестве привода в диафрагменных насосах для добычи нефти наиболее часто используется электропривод. Были попытки использовать в качестве привода соленоидные (электромагнитные) и линейные электродвигатели, применение которых приводит к значительным упрощениям в трансмиссии [16].
Соленоидный двигатель является наиболее простым по конструкции из названных и компактным. Недостатками его являются низкий КПД и большая скорость движения рабочего органа. В настоящее время преодолеть эти недостатки является невозможным, что затрудняет применение подобного двигателя для насосов, предназначенных для добычи нефти.
Линейный двигатель позволяет по сравнению с соленоидным уменьшить скорость поступательного движения якоря, но, к сожалению, имеет относительно низкий КПД (порядка 30 %), а, следовательно, и высокую рабочую температуру обмоток. Так как диафрагменные насосы предназначены в первую очередь для малодебитных скважин, то охлаждение линейных электродвигателей затруднено, поэтому в настоящее время они не используются.
Роторный асинхронный электродвигатель является в настоящее время самым распространенным типом привода для погружных насосных установок, благодаря достаточно высокому КПД (свыше 80 %) и высокой технической и технологической отработанности изготовления, эксплуатации и ремонта.
Система привода от двигателя к диафрагме называется трансмиссией и подразделяется на механическую и гидравлическую.
В диафрагменных насосах с механическим приводом диафрагмы имеется толкатель, который жестко связан с диафрагмой. В период хода нагнетания диафрагма испытывает нагрузку, равную давлению, создаваемому насосом, поэтому с ростом давления, создаваемого насосом, срок службы диафрагмы резко уменьшается. По этой причине при механическом приводе диафрагмы параметры насоса, как правило, жестко связаны с прочное -
394
тными параметрами диафрагмы и ограничены сроком ее службы. Так как давление, развиваемое погружными насосами для добычи нефти, достаточно велико (порядка 10 МПа), то данный вид трансмиссии не может быть использован в насосах, предназначенных для долговременной работы в скважинах.
В насосах с гидравлическим приводом диафрагмы между ней и исполнительным органом насоса находится жидкая рабочая среда, которая, вытесняясь из рабочей камеры рабочим органом (например, — плунжером), воздействует на диафрагму, а через нее — на перекачиваемую среду. При этом диафрагма является лишь разделительным органом, отделяющим рабочую среду и исполнительные органы насоса от перекачиваемой среды. Давление сред по обе стороны диафрагмы практически одинаково. Если отклонение диафрагмы от нейтрального положения выбрано с таким расчетом, что напряжения в материале диафрагмы незначительны, то работоспособность диафрагмы и срок ее службы определяется пределом выносливости материала при многократном изгибе в месте крепления диафрагмы к корпусу насоса. Кроме того, к достоинству этого типа трансмиссии относится возможность передачи больших мощностей при малых размерах элементов, большой срок службы, обуславливаемый в значительной степени самосмазыванием всех элементов трансмиссии рабочей жидкостью и простыми средствами предохранения трансмиссии от перегрузок. К особенностям данного вида трансмиссии следует отнести высокие требования, предъявляемые к качеству изготовления ее элементов, а также к самой рабочей жидкости, свойства которой должны оставаться стабильными при длительной работе в условиях повышенной температуры и давления. В связи с решением данных задач современными структурами машиностроения и нефтехимии именно данный тип трансмиссии используется для диафрагменных насосов для добычи нефти.
Однако, в случае применения гидравлического привода диафрагмы, необходимо в конструкции насоса предусмотреть устройство для поддержания заданного нейтрального положения диафрагмы. Наиболее простыми являются устройства открытого типа, когда конструкция насоса обеспечивает гарантированную утечку из полости насоса в диафрагменную камеру, а оттуда, при образовании некоторого определенного избытка рабо
395
чей жидкости, он сбрасывается в нагнетательный канал диафрагменного насоса. В этом случае в насосе должен быть достаточный объем рабочей жидкости для обеспечения необходимого срока службы насоса.
Устройства по поддержанию нейтрального положения диафрагмы (иначе называемая системой компенсации утечек — СКУ) позволяют регулировать объем рабочей жидкости в диафрагменной камере, добавляя ее туда или сбрасывая избыток в сливную линию силового насоса. При использовании такой системы потери рабочей жидкости минимальны, однако наличие такой системы усложняет конструкцию насоса. В других случаях может быть применена комбинированная система, при которой недостаток рабочей жидкости в диафрагменной камере компенсируется из гидравлической системы насоса, а избыток — сбрасывается в нагнетательный канал диафрагменного насоса. Конкретный выбор одного из способов поддержания нейтрального положения диафрагм зависит от конструкции насоса и, в частности, от конструкции диафрагм.
Как уже указывалось выше, одной из наиболее важных частей насоса является диафрагма. Часто именно ее долговечность определяет долговечность насоса, так как клапаны имеют достаточный ресурс и их конструкция хорошо отработана, а приводная часть насоса отделена от агрессивной среды диафрагмой и поэтому имеет также высокие показатели долговечности. Так как особенности исполнения диафрагм зависят от конструкции насоса, то в начале рассмотрим их.
Скважинные диафрагменные насосы могут быть как одностороннего, так и двустороннего действия. Насосы одностороннего действия позволяют значительно упростить конструкцию и уменьшить габариты. Однако, при этом появляется значительная неравномерность загрузки привода, что снижает его КПД и надежность. Этот недостаток можно существенно ослабить при применении рекуператоров энергии холостого хода. При этом снижается необходимая установочная мощность привода и улучшаются условия его работы, повышается общий КПД. В то же время наличие рекуператора усложняет конструкцию насоса. Кроме того, выход из строя рекуператора приводит к прекращению работы насоса. Поэтому насосы одностороннего действия изготавливаются небольшой мощности (3—5 кВт).
396
Насосы двухстороннего действия имеют при одной и той же установочной мощности электродвигатедя подачу в 1,5—1,7 раз большую, чем насос одностороннего действия, из-за отсутствия холостого хода и более равномерную нагрузку на электродвигатель. Поэтому этот принцип может быть рекомендован при изготовлении насосов большой мощности (свыше 5 кВт).
В насосах используются различные конструкции диафрагм.
Плоская — наиболее простая и технологичная форма диафрагмы. При использовании гидравлического привода легко устанавливается точка наибольшего прогиба, что упрощает проектирование устройств компенсации. К недостаткам данной кон
струкции относится небольшая предельно допустимая величина прогиба подобных диафрагм, что делает затруднительным применение их в насосах, рассчитанных на большие подачи (свыше 20 м3/сут).
Сильфон — этот тип диафрагм позволяет изменять объем диафрагменной камеры в несколько раз. Кроме того, величина и направление изменения ее объема могут легко контролироваться, что облегчает создание устройств компенсации смещения ней-
трального положения диафрагмы при гидравлическом приводе.
К недостаткам данной конструкции следует отнести сравнительно большой мертвый объем, а также значительные деформации материала диафрагмы в местах перегибов гофр. Кроме того, при определенных условиях диафрагмы сильфонного типа могут терять свою устойчивость и складываться не по длине, а поперек. Эти диафрагмы могут быть рекомендованы для насосов большой производительности (свыше 20 м3/сут).
Цилиндрическая — эти диафрагмы также позволяют изменить объем диафрагменной камеры в несколько раз, причем
Рис. 1.190. Сильфонная диафрагма:
D — наружный диаметр, d — внутренний диаметр, 8 — толщина оболочки
397
при этом не образуется мест с высокой степенью деформации. Кроме того, эти диафрагмы более просты по конструкции, чем сильфонные. Однако, при применении цилиндрических диафрагм трудно определить направление их максимального прогиба, что затрудняет проектирование устройств компенсации. В целом применение подобных диафрагм оправдано при проектировании насосов на большие подачи и давления.
а
Рис. 1.191. Диафрагма:
а — балонная, б — рукавовидная
Различаются насосы и количеством диафрагм. Количество диафрагм зависит как от типа насоса — одностороннего или двухстороннего действия, так и от его конструкции. Например, рабочие диафрагмы, деформация которых изменяет объем рабочих камер, и вспомогательные, связанные с устройством компенсации. В целях увеличения надежности насоса могут быть установлены двойные диафрагмы, так, чтобы прорыв одной из них не вывел бы насос из строя. Таким образом, количество диафрагм диктуется очень большим числом факторов. В нефтяной промышленности нашли применение одно- и двухдиафрагменные насосы.
398
Диафрагмы, используемые при добыче нефти, изготовлены из эластичных материалов. Условия эксплуатации предъявляют целый ряд требований к выбору материала. Во-первых, материал должен быть стоек к действию нефти и пластовой воды, имеющей, как правило, кислую реакцию. Во вторых, материал должен быть износостоек к абразивному действию механических примесей (зачастую с высокой твердостью), содержащихся в добываемой жидкости. В третьих, материал должен выдерживать большое количество циклов нагружения. Как правило, для изготовления диафрагм используется маслобензостойкая резина.
Для работы в нефтяной промышленности был предложен целый ряд конструкций погружных диафрагменных насосов. Ниже дано описание нескольких наиболее перспективных схем таких насосов для добычи нефти.
На рис. 1.192 показана схема погружного объемного насоса с линейным двигателем, гидромеханическим рекуператором энергии холостого хода и разделительной диафрагмой. Данная схема была разработана в ОКБ БН под двигатель института электродинамики АН УССР [16]. Мощность двигателя составила 2,5 кВт, КПД — 25 %, подача насоса — 2 м3/сут, напор — 1200 м.
Над линейным двигателем 1 установлен корпус диафрагменного насоса 2. Рабочий орган 3 линейного электродвигателя 7 соединен с рабочим цилиндром 4, имеющим закрытый нижний конец. Рабочий цилиндр 4 одет на неподвижный полый плунжер 5, во внутреннюю полость которого вставлена сменная втулка 6. Внутренний канал полого плунжера 5 соединен с нижней частью диафрагменной камеры 7. Диафрагменная камера 7 разделена плоской диафрагмой 5 на две части. Верхняя часть диафрагменной камеры 7 имеет канал 9, в который выходят всасывающий 10 и нагнетательный 77 клапаны. Входное отверстие всасывающего клапана 10 закрыто фильтрующей сеткой 72. Для использования энергии холостого хода и снижения усилия развиваемого линейным двигателем при рабочем ходе, в конструкции насоса предусмотрен рекуператор, состоящий из вспомогательного цилиндра 13, поршнем которого является рабочий цилиндр 4, нескольких плунжеров 14, нижний торец которых соединен гидроканалом 75 со вспомогательным цилиндром 13, и пружины сжатия 16. Для компенсации утечек рабочей жидкости из системы рекуперации, ее полость при помощи канала 17, пе-
399
рекрытого клапаном 18, соединена с внутренней полостью электродвигателя 7. Для поддержания нейтрального положения ди-
афрагмы 8 в насосе 2 предусмотрен специальный механизм компенсации, состоящий из золотника 19, связанного штоком с центральной частью диафрагмы 8. Плунжер золотника 19 перекрывает в нейтральном положении верхний 20 и нижний 27 каналы, соединяющие полость под диафрагмой 8 с полостью электродвигателя 7. В каналах 20 и 27 установлены обратные клапаны 22 и 23.
Насос работает следующим образом. При включении электродвигателя 7, его рабочий орган 3 начинает вместе с рабочим цилиндром 4 перемещаться вниз. При этом начинает увеличиваться свободный объем в рабочем цилиндре 4 и рабочая жидкость начинает перетекать в него по каналу в полом плунжере 5 из диафрагменной камеры 7. Диафрагма 8 опускается, всасывающий клапан 10 открывается и пластовая жидкость, пройдя через сетку фильтра 12, попадает в наддиафрагменную зону диафрагменной камеры 7. Одновременно рабочая
Рис. 1.192. Схема бесштангового объемного насоса с линейным двигателем, гидромеханическим рекуператором энергии холостого хода и плоской разделительной диафрагмой с гидравлическим приводом
400
жидкость, вытесняемая рабочим цилиндром 4 из вспомогательного цилиндра 13, поступает под плунжеры 14. Плунжеры 14, выдвигаясь из своих пазов, сжимают пружину 16. Осуществляется цикл всасывания.
При достижении рабочим органом 3 электродвигателя 7 своей нижней точки, происходит реверсирование движения рабочего органа 3. Рабочий орган 3 электродвигателя 1 начинает движение вверх. В дополнение к усилию, развиваемому линейным двигателем, высвобождается энергия сжатой пружины 16, которая начинает перемещать плунжеры 14 вниз. Рабочая жидкость, вытесняемая из-под плунжеров 14, давит на нижнюю кромку рабочего цилиндра 4. Таким образом, усилие, развиваемое пружиной 16, складывается с усилием, развиваемым электродвигателем 1. При перемещении рабочего цилиндра вверх, его внутренний объем уменьшается и рабочая жидкость по каналу в плунжере 5 поступает в диафрагменную камеру 7, вызывая перемещение диафрагмы 8 вверх. Объем наддиафрагменной зоны диафрагменной камеры 7 уменьшается, открывается нагнетательный клапан 11 и пластовая жидкость попадает в колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляется цикл нагнетания. При этом, если к концу хода из-за утечек рабочей жидкости из системы рекуперации, плунжеры 14 уже дошли до нижнего положения, а рабочий цилиндр 4 продолжает движение вверх, то под ним во вспомогательном цилиндре 13 возникает разряжение, клапан 18 открывается и рабочая жидкость из полости электродвигателя 1 поступает в систему рекуперации.
Контроль крайних положений диафрагмы 8 осуществляется следующим образом. В случае, если диафрагма 8 в конце цикла всасывания имеет прогиб больше максимально допустимого, плунжер золотника 19, перемещаясь вниз, открывает верхний канал 20. Клапан 22 открывается и под диафрагму 8 поступает рабочая жидкость из полости электронасоса 1. В случае, если в конце цикла нагнетания диафрагма 8 получает прогиб больше максимально допустимого, то плунжер золотника 19, перемещаясь вверх, открывает нижний канал 21. Клапан 23 открывается и избыток жидкости сбрасывается в полость электродвигателя 1.
Диафрагма отделяет внутренние полости погружного агрегата от перекачиваемой среды и препятствует попаданию свободного газа в цилиндр насоса, значительно снижая влияние вред-
26 Ивановский
401
ного объема в насосе. Изменение подачи насоса осуществляется путем замены сменной втулки 6 на другую с большей площадью поперечного сечения (для увеличения подачи) или с меньшей площадью поперечного сечения (для уменьшения подачи). В связи с тем, что Институт электродинамики АН УССР не смог довести надежность своего электродвигателя до требуемой величины, работы по созданию подобного насоса были приостановлены. В связи с вышеизложенным в настоящее время в нефтяной промышленности применяются бесштанговые объемные насосы только с роторным электродвигателем.
За рубежом основным разработчиком погружных диафрагменных насосов была германская фирма Pleuger Underwasserpussy Gmb. Ей принадлежит свыше десяти патентов на скважинные диафрагменные насосы различных типов. Наиболее удачная кон-
струкция приведена на рис. 1.193 [36]. Корпус насоса 1 соединен с электродвигателем 2, вал которого врашает конический редуктор 3. Конический редуктор 3 преобразует вращение вала электродвигателя 2 во вращение горизонтального низкоскоростного кулачкового вала 4. Кулачок набегает на толкатель 5, служащий одновременно плунжером диафрагменного насоса. Возврат толкателя 5 осуществляется при помощи пружины 6. Контроль положения диафрагмы осуществляется при помощи золотникового устройства 7, плунжер которого жестко связан с расположенной в рабочей камере 8 диафрагмой 9. При переме-
Рис. 1.193. Схема объемного бесштангового насоса с роторным двигателем, механической трансмиссией и плоской разделительной диафрагмой с гидравлическим приводом
402
щении диафрагмы 9 выше предельного положения открывается канал 10 и избыток масла сбрасывается в сливную линию. При перемещении диафрагмы 9 ниже предельного положения, она ложится на нижнюю стенку рабочей камеры 8, под ней образуется разряжение и по каналу 11 рабочая жидкость из сливной линии поступает под диафрагму.
Приведенный патент послужил основой для промышленного выпуска фирмой Pleuger насоса с подачей 10 м3/сутки, давлением 10 МПа и КПД 39,9% [37].
Недостатком данного насоса является необходимость спуска в скважину дополнительной колонны труб для компенсации утечек рабочей жидкости. Кроме того, использование в качестве рабочей только одной поверхности поршня затрудняет создание насосов такого типа для добычи нефти из среднедебитных скважин.
В ОКБ БН была разработана аналогичная конструкция, но не требующая применение дополнительной колонны труб для компенсации утечек [38]. Именно эта конструкция в последующем была принята за основу при создании установок электро-приводных диафрагменных насосов (УЭДН). В процессе испытаний и подконтрольной эксплуатации были получены следующие характеристики насоса.
В настоящее время по ТУ 26-06-1464-86 серийно выпускаются установки типа УЭДН5, предназначенью для добычи нефти из малодебитных скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм [38].
Рис. 1.194. Характеристика диафрагменного насоса ОКБ БН
403
Установка типа УЭДН5 (рис. 1.195) включает в себя погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН 5 7, комплектное устройство 8 для управления электронасосом и его защиты, кабельную линию с муфтой штекерного типа 4, пояса 5 для крепления кабельной линии к трубам 3, на которых электронасос опускается в скважину, и клапан 2 для слива жидкости из труб перед подъемом электронасоса на поверхность. Наземный трубопровод у устья скважины снабжен электроконтактным манометром б и обратным клапаном 7.
Электронасос скважинный диафрагменный (рис. 1.196) выполнен в виде вертикального моноблока, состоящего из асинхронного четырехполюсного электродвигателя 2, конического редуктора 3 и плунжерного насоса 5 с эксцентриковым приводом 4 и пружины 6. Все указанные узлы размещены в общей камере, заполненной маслом, и герметично изолированы от перекачиваемой среды. В нижней части насоса установлен ре-
Рис. 1.195. Установка типа УЭДН5
404
зиновый компенсатор (для компенсации температурного изменения объема масла), а в верхней части установлена резиновая плоская диафрагма 7, которая является рабочим органом насоса. Компенсатор и диафрагма, кроме основной функции насоса, обеспечивают герметичность приводной части насоса, т.е. изолируют ее от прокачиваемой жидкости. Над диафрагмой установлены всасывающий 8 и нагнетательный 9 клапаны, монтажный патрубок и защитная сетка.
В верхней части головки электронасоса расположены три токоввода 10 для соединения с муфтой кабельной линии. Внутри монтажного патрубка непосредственно над нагнетательным клапаном установлен шламовый патрубок с муфтой. Монтажный патрубок снабжен муфтой для соединения с насосно-компрессорной трубой диаметром 60 мм.
Для крепления защитной сетки и плоского кабеля предусмотрены зажимы и накладки.
Для защиты нагнетательного клапана от твердых частиц в конструкции насоса предусмотрены шламовые трубы, которые соединяются между собой с помощью конической резьбы. Затем их соединяют со шламовым патрубком электронасоса. Верхняя труба сверху зак
Рис. 1.196. Электронасос скважинный диафрагменный
рыта конусом, имеющим радиальные отверстия.
Откачиваемая электронасосом жидкость через нагнетательный клапан подается в шламовые трубы и через ра-
диальные отверстия конуса выбрасывается в НКТ.
405
Для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме электронасоса из скважины используют сливной клапан.
Обозначение установки УЭДН5-12,5-800 ВП 00-1,6 ТУ-26-06-1464-86 расшифровывается следующим образом: У — установка; ЭДН5-12.5-800 — типоразмер электронасоса; Э — привод от погружного электродвигателя; Д — диафрагменный; Н — насос; 5 — номер группы электронасоса для использования в скважинах с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее Р1,7 мм; 12,5 — подача, м3/сут; 800 — напор, развиваемый электронасосом, м; ВП 00 — вариант поставки; 1,6 — верхний предел измерения манометра электроконтакт-ного, МПа.
При заказе указывается обозначение варианта поставки согласно табл. 1.87 и верхний предел измерения электроконтакт-ного манометра в МПа из ряда 1; 1,6; 2,5. При отсутствии указания о варианте поставки и верхнем пределе измерения элек-троконтактного манометра установку поставляют в варианте ВП 00-1,6.
Установки типа УЭДН5 поставляют в виде составных частей в одном из вариантов поставки (ВП) согласно табл. 1.87.
С установками любых типоразмеров за отдельную плату поставляют групповые комплекты: запасных частей для проведения среднего и капитального ремонтов (один комплект на пять установок); сменных плунжерных пар, обеспечивающих получение параметров согласно табл. 1.87 (один комплект на пятнадцать установок): монтажных частей (один комплект на десять установок) и инструмента и принадлежностей (один комплект на пятьдесят установок).
Основные показатели установок типа УЭДН5 в номинальном режиме при перекачивании электронасосом воды плотностью 1000 кг/м3 температурой 45 °C при напряжении 350 В и частоте тока 50 Гц приведены в табл. 1.88.
Установки типа УЭДН5 соответствуют восстанавливаемым изделиям группы II, вида 1. Климатическое исполнение наземного электрооборудования У1, электронасоса В5.
Установки работают от сети переменного тока напряжением 380 В при частоте тока 50 Гц.
Установки типа УЭДН5 предназначены для перекачивания пластовой среды, состоящей из смеси нефти, воды и газа. Со-
406
Таблица I 87
Число составных частей при варианте поставки
Число составных частей при варианте поставки
ВП 00 ВП 01 ВП 02 ВП 03
Кабель в сборе кабель круглый и плоский с кабельной муфтой, уложенные на металлический барабан 1 1 1
Сливной клапан 1 1 1
Шламовые трубы (верхняя и нижняя) Трубка манометра 1 1 1 1 — 1 1
Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 1 ] 1 1
Комплект поясов для крепления кабеля 1 1 1
Электроконтактиый манометр Комплектное устройство 1 1 1 — 1
Система электрооборудования 1
Комплект запасных частей 1 1 1 1
держание пластовой воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальное массовое содержание твердых частиц 0,2 %; максимальное объемное содержание нефтяного газа на приеме насоса 10 %; водородный показатель пластовой воды pH 6,0— 8,5; максимальная концентрация сероводорода 0,01 г/л.
Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °C.
407
Таблица 1.88
Основные показатели УЭДН5
Установка Подача, м/сут, не менее Давление, МПа Мощность, кВт, не более кпд, %, не менее Подпор, м Ток средний, А
УЭДН5-4-17 4 17 2,2 35 10 9
УЭДН5-6,3-13 6,3 13 2,45 38 10 9
УЭДН5-8-11 8 11 2,6 38 10 9,2
УЭДН5-10-10 10 10 2,8 40 10 9,5
УЭДН5-12,5-8 12,5 8 2,85 40 15 9,6
УЭДН5-16-6,5 16 6,5 2,85 40 20 9,6
Погружной диафрагменный электронасос опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах ГОСТ 633-80 условным диаметром 42, 48 или 60 мм. Для увеличения объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб первая труба над электронасосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан. Кабельная линия, по которой подводится электроэнергия к электронасосу, крепится к трубам поясами по мере спуска, на поверхности скважины она соединяется с комплектным устройством или с разъединительной коробкой системы электрооборудования, предохраняющей комплектное устройство от попадания в него нефтяного газа по кабелю. На поверхности скважины располагается устьевое оборудование, конструкция которого выбирается потребителем установки в зависимости от условий эксплуатации. Устьевое оборудование соединяется специальным отводом с наземным трубопроводом. Электроконтактный манометр соединяется трубкой манометра с отводом, а сигнальным проводом — с комплектным устройством. Для предупреждения обратного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод снабжается обратным клапаном.
Насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование, отводной трубопровод и обратный клапан не входят в комплект поставки установки типа УЭДН5, их выбирает и приобретает потребитель установок в зависимости от условий эксплуатации скважины.
408
Габаритные размеры установок типа УЭДН5: диаметр — 117 мм, длина — 2700 мм. Масса установок от 2715 (УЭДН5-4-1700) до 1377 кг (УЭДН5-16-650).
Установки и электронасосы различных типоразмеров полностью унифицированы и отличаются сечением и длиной круглого кабеля кабельной линии, а также рабочим диаметром сменной плунжерной пары, входящей в состав плунжерного насоса.
Погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, включающего четырехполюсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части).
В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой. Головка соединяется резьбой с корпусом. Насосная часть присоединяется к электродвигателю при помощи цилиндрического стакана, который монтируется после завершения сборки электронасоса. В головке установлены три то-коввода, соединяемые дополнительным штекерным разъемом с выводными концами обмотки статора электродвигателя. Сетка предохраняет газосепаратор и всасывающий клапан от попадания крупных частиц. Патрубок и муфта служат для монтажа электронасоса на устье скважины и соединения его с НКТ. Трубка защищает нагнетательный клапан от осаждения песка.
Электронасос заполняется маслом и испытывается в заводских условиях. На устье скважины он поступает полностью подготовленным к спуску. При монтаже электронасоса на устье скважины с токовводов снимаются транспортировочные крышки и подсоединяется муфта кабеля.
Для привода погружных диафрагменных электронасосов типа ЭДН5 всех типоразмеров служит погружной асинхронный четырехполюсный электродвигатель типа ПЭДД 2,5-117/4В5. Электродвигатель выполнен в виде самостоятельного блока, что создает ряд преимуществ при его изготовлении, заводских испытаниях, поставках потребителям и ремонте, а также при сборке с насосом.
409
Электродвигатели типа ПЭДД 2,5-117/4В5 выпускаются по техническим условиям ТУ 16-652.016-85.
Технические характеристики приведены ниже.
Мощность, кВт................................2,5
Линейное напряжение, В.......................350
Ток, А.......................................7,9
Частота сети переменного тока, Гн.............50
Частота вращения вала (синхронная), мин 1 . 1500
Скольжение, %..................................7
Коэффициент полезного действия, %.............75
Коэффициент мощности.........................0,7
Температура окружающей среды, °C.............<90
Наружный диаметр, мм........................ 117
Длина (транспортировочная), мм............. 1370
Масса, кг.....................................80
Для управления погружными диафрагменными электронасосами типа ЭДН5 и их защиты от повреждений при аномальных условиях эксплуатации служит устройство комплектное типа Ш5103-3277У1.
Устройство выпускается по техническим условиям ТУ 16-656.109-86 и предназначено для погружных электродвигателей мощностью 2,5 и 5,5 кВт. Устройство выпускается в климатическом исполнении У (умеренный климат) для категории размещения 1 (открытая установка, под навесом), при этом температура окружающего воздуха должна быть не ниже 40 °C. Это устройство является составной частью установок погружных диафрагменных электронасосов типа УЭДН5 и установок погружных винтовых электронасосов типа УЭВНТ5.
Оно обеспечивает следующие функции управления:
• включение и отключение в ручном или автоматическом режиме работы;
• автоматическое включение с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания после отключения;
• автоматическое повторное включение после отключения защитой от нагрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;
410
• возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного выключения;
• блокировку запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения в питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального значения с автоматическим са-мозапуском при восстановлении напряжения питания;
• разновременность включения нескольких установок, подключенных к одному фидеру питания напряжением, которая обеспечивается различными установками времени автоматического включения в указанных выше пределах;
• автоматическое включение или отключение в зависимости от значения давления в наземном трубопроводе по сигналу элек-троконтактного манометра;
• возможность управления с диспетчерского пункта.
Устройство обеспечивает следующие функции зашиты:
— от коротких замыканий в силовой цепи напряжением 380 В;
— от перегрузки по току любой из фаз с выбором максимального тока фазы;
— от недогрузки по току при срыве подачи электронасоса;
— от снижения напряжения питания;
— от включения после срабатывания защиты от перегрузки.
Устройство обеспечивает также:
— непрерывный контроль замыкания на землю силовой цепи;
— контроль тока в одной из фаз;
— сигнализацию состояния с расшифровкой причины отключения;
— наружную мигающую световую сигнализацию об аварийном отключении;
— возможность настройки приборов защиты на месте эксплуатации (выбор рабочей зоны).
Устройство выполнено в металлическом шкафу одностороннего обслуживания с передней и дополнительной дверьми для предохранения лицевых частей приборов и аппаратов от воздействия внешней среды. Высота устройства (с подставкой и верхней лампой) 1600 мм, ширина 675 мм, глубина 560 мм, масса 125± 10 кг.
В случае заказа установок типа УЭДН5 по варианту поставки ВП 03 они комплектуются системой электрооборудования, ко
411
торая включает комплектное устройство типа Ш5103-3277У1, дооборудованное специальным блокиратором, и разъединительную коробку, также оборудованную блокиратором. Указанная система обеспечивает защиту комплектного устройства от попадания в него нефтяного газа, который может поступать из скважины по кабельной линии (между жилой и изоляцией), и позволяет устанавливать устройство на различном удалении от устья скважины.
Блокираторы комплектного устройства и разъединительной коробки обеспечивают защиту технического персонала от напряжения сети.
Фирма «ИЖОЛ» производит на механическом заводе «Купол» (г. Ижевск) модификацию диафрагменных насосных установок УЭДН 5 с двигателями мощностью 3 и 5,5 кВт, по ТУ 3665-007-00220440-93 обозначения которых представлены в таблице ниже [39].
УЭДН 5-4-2000 ПЭДДЗ Д117 мм УЭДН 5-4-2100 ПЭДД5,5 Д117 мм
УЭДН 5-6,3-1500 L=2700, М =125 кг УЭДН 5-6,3-1600 L= 2700, М =125 кг
УЭДН 5-8-1300 УЭДН 5-8-1400
УЭДН 5-10-1200 УЭДН 5-10-1300
УЭДН 5-12,5-900 УЭДН 5-12,5-1000
УЭДН 5-16-750 УЭДН 5-16-850
УЭДН 5-20-600 УЭДН 5-20-800
Кроме изменения характеристик, имеются следующие дополнения. На установке используется стандартный токоввод, а также установлен обратный клапан для прокачки жидкости при проведении подземного ремонта.
Подача диафрагменного электронасоса определяется по следующей формуле:
Q = 0,136 а (1 - s) efr' р'd2; (1.71)
где а — коэффициент подачи; s — скольжение электродвигателя; е — ход плунжера, обеспечиваемый эксцентриком, мм;/— частота тока; / — передаточное число конического редуктора, р — число пар полюсов электродвигателя; d — диаметр плунжера.
412
Мощность, потребляемая электронасосным агрегатом,
<L72)
где Н — развиваемый напор; у — плотность перекачиваемой среды; т)н г) т)э — КПД соответственно плунжерного насоса, редуктора и электродвигателя.
Но, к сожалению, конструкции представленного типа насоса (ЭДН5) была не лишена ряда недостатков, в частности — схема одностороннего действия без рекуператора мошности с большим числом ходов диафрагмы. К тому же добычные возможности представленных насосов ограничены мощностью механического редуктора, в связи с чем при увеличении дебита насоса необходимо соответственно уменьшать развиваемый насосом напор. Поэтому были продолжены работы по созданию новых конструкций.
Конструкции бесштанговых объемных насосов, разработанные в ОКБ БН совместно с ГАНГ им. И. М. Губкина, лишены указанных недостатков [40]. Предложенные насосы являются насосами двойного действия с приводом от погружного электродвигателя, гидравлической трансмиссией и с блоком разделительных диафрагм. Схемы этих насосов представлены на рис. 1.197, б. Устройство гидравлической трансмиссии с преобразователем вращательного движения вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение рабочего органа одинаково на всех схемах, представленных на рис. 1.197, б. В них вал погружного электродвигателя 1, соединенного с корпусом объемного бесштангового насоса вращает вал силового насоса 2. Рабочая жидкость под давлением по каналу 3 проходит через силовой гидроуправляемый золотниковый распределитель 4 и попадает в камеру рабочего органа 5, вызывая его перемещение. Одновременно в движение приходит и жестко связанный с рабочим органом 5 золотник пилотного распределителя 6. При достижении золотником пилотного распределителя 6 крайнего положения, проиходит переключение каналов подвода рабочей жидкости к гидроуправляемому силовому золотниковому распределителю 4 и его золотник перемещается в другое крайнее положение. Происходит реверсирование движения потока жидкости в камере
413
Рис. 1.197. Схемы объемных бесштанговых насосов двойного действия с роторным двигателем, гидравлической трансмиссией и двумя разделительными диафрагмами
рабочего органа 5 и изменение направления его движения. Для зашиты силового насоса 2 от перегрузки в гидравлической линии установлен предохранительный клапан 7.
Наиболее простой является схема, изображенная на рис. 1.197, а [41]. В ней золотник пилотного распределителя 6непосредственно связан с одной из диафрагм 5. Эта схема имеет минимальное число пар трения и, соответственно, щелей, по которым происходят утечки рабочей жидкости. Однако, для того, чтобы преодолеть силы трения в пилотном золотнике, а также для преодоления давления рабочей жидкости на нижней торец золотника пилотного распределителя 6, диафрагма 5 армирована пружи
414
ной 8. Усилие, развиваемое пружиной 8 в конце хода вниз, должно быть больше суммарного усилия от сил трения и сил давления на нижний торец золотника пилотного распределителя 6. Свободная диафрагма Ртакже армирована пружиной 10, что улучшает условия всасывания силового насоса 2 и уменьшает необходимую высоту подпора для всего диафрагменного насоса. Диафрагменный насос имеет также два всасывающих клапана 11 и 12 и два нагнетательных клапана 13 и 14.
Из-за наличия пружин 8 и Юна диафрагмы 5 и 9 в процессе работы действует перепад давления. При глубинах спуска скважинного насоса свыше 1000 м, этот перепад может достигать значительной величины и в диафрагмах 5 и 9 возникнут высокие дополнительные напряжения, что приведет к значительному сокращению их срока службы.
Схема, представленная на рис. 1.197, б [42] лишена указанного недостатка, для чего в схему введен в качестве рабочего органа поршень 5, вставленный в рабочую камеру 8. Движение поршня 5 вверх осуществляется под действием давления, развиваемого силовым насосом 2, а движение поршня 5 вниз — под действием возвратной пружины. Диафрагма 11 соединена с надпор-шневой зоной рабочей камеры 8, а диафрагма 10 попеременно через силовой золотниковый распределитель 4 то с зоной всасывания, то с зоной нагнетания силового насоса 2. Во время работы насоса этой конструкции перепада давления на диафрагмах 10 и И не создается. Диафрагменный насос также имеет два всасывающих клапана 12, 13 и два нагнетательных 14 и 15. К недостаткам данной схемы можно отнести отсутствие жесткой связи между деформацией диафрагмы 10 и положением поршня 4. В случае задержки поршня 4 в одном из промежуточных положений, наступает рассогласование в работе гидропривода, приводящее к тому, что силовой насос 2, прорвав диафрагму, начинает выкачивать рабочую жидкость из диафрагменного насоса через нагнетательный клапан 14 в колонну насосно-компрессорных труб.
Конструкция объемного бесштангового насоса, показанного на рис. 1.197, в [35], лишена недостатков, присущих конструкциям, показанным на рис. 1.197, а, 1.197, б. В этой схеме рабочий орган J выполнен по принципу прямодействующего насоса. Такая конструкция позволила жестко связать объем рабочей жид
415
кости, подающейся в диафрагменные камеры 8и 9, с положением золотника пилотного распределителя 6. И, в случае замедления движения поршня прямодействующего насоса (например, при заедании), избыток рабочей жидкости через предохранительный клапан 7 возвращается обратно на прием силового насоса 2. Этот насос также имеет два всасывающих 10 и 11 и два нагнетательных клапана 12 и 15. Кроме того, данная конструкция позволяет сделать блок диафрагм 8 и 9 — сменным и устанавливать его только в тех случаях, когда добываемая нефть содержит агрессивные компоненты или механические примеси.
Конструктивная схема бесштангового объемного насоса двухстороннего действия с блоком разделительных диафрагм или без него является наиболее перспективной и рекомендуется для дальнейшей проработки и внедрения на промыслах Западной Сибири.
Как видно из представленного анализа конструкций, на сегодняшний день не удалось в полной мере реализовать возможности диафрагменных насосов. Наиболее перспективными являются насосы с роторным приводом и гидравлической трансмиссией двойного хода. Решение проблемы компенсации утечек и контроля положения диафрагмы является основным для всех видов гидроприводных насосов и пока, к сожалению, она не решена в должной мере.
ГЛАВА II. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
2.1. ШТАНГОВАЯ СКВАЖИННАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ).
Скважинная штанговая установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы СШНУ.
Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.
Скважинный насос, как правило, плунжерный, преобразует механическую энергию движущихся штанг в энергию откачиваемой пластовой жидкости.
Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъем откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, ее соединения с нефтепромысловым коллектором, а также фиксирует верх колонны НКТ.
27 Ивановский
417
Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплутационной колонны, газовые и песочные якоря или сепараторы для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.
В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.
В большинстве СШНУ (рис. 2.1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы 2, установленной на массивном фундаменте 1. На раме смонтированы стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балансир 10, имеющий на одном конце головку 12, на другом — шарнир, соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3. Головки балансира соединены с колонной штанг с помощью канатной подвески 13.
Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 77. Штанги имеют длину от 6 до 10 м, диаметр от 12 до 25 мм и более, соединяются друг с другом посредством муфт 23. Полированный шток 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, иногда ею называют первой или сальниковой штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 18длиной по 8—12 м, диаметром 48—114 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.
418
12 tt 10 9 8
Рис. 2.1. Скважинная штанговая насосная установка
I — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — клиноременная передача; 5 — кривошип; 6, 8 — контргруз; 7 — шатун; 9 — стойка, 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — полированный шток; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 —колонна штанг; 18 — насосо-компрессорньге трубы; 19—глубинный насос; 20-газовый якорь: 21 —уплотнение полированной штанги; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр глубинного насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный клапан, 27 — всасывающий клапан
419
Скважинный насос III представляет собой
„ 1 1 насос односторон-
него действия. Он состоит из цилиндра 24
t.1 > прикрепленного к
колонне насосно-компрессорных труб, Плун\.Рпя ос т(>П1шрн ного с колонной штанг. Нагнетательный кл^пан установлен на плунжере, а всасывающий 27- в нижне^ части цИЛИНдра
Ниже насоса при необходимости устанавдивается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отдел^^ от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пЪостранство между насосно-компрессорной 18 и обсадной 16 к^лоннами (на ф ментах I—IV рисунка эксплуатационная кодонна не показана), а песок осаждается в корпусе якоря.
При работе СШНУ энергия от электрОдцигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механ преобразующему вращательное движение выходного яяпя „,п^тппЯ w рез балансир в возвратно-поступательное ьВИЖРНИР колонны _, w цЬИЖ СН.ИС ксшип мы
штанг. Связанный с колонной штанг плунж^п ТЯ1<ЖР Говепшает
* LUDLULLldL 1
возвратно-поступательное движение.
2.1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАН,*
VJBOK
Различные геолого-технические услОвия применения скважинных штанговых насосных Установок (СШНУ) привели к огромному количеству разработацныу v4nnR и „РПМХ 1пЫл yoJHJo И ЦСЛЫл систем, составляющих указанную насосную устанОвку Класси фикация скважинных штанговых насосных установок представлена в виде морфологической матрицы на рИс 2 2 111
Верхняя строка морфологической матрицы представляет наземный привод разных видов и модифика^ий Так в первом столбце (блоке) расположен механический б^ПЯНР ’ый гтянпк качалка с синусоидальным (или близким к >)ему) законом движения, во втором - механический безбалаЧсирный станок_ка_ чалка с тем же законом движения выходного. яирыя R ТПРТ. РМ механический привод с трапецеидальным законом движения выходного звена, в четвертом - гидравлич^ский вод с трапецеидальным законом движения, в пятом пневматический с тем же законом движения. В остальных 6^OKax (запОлненных пунктиром) могут располагаться другие по д основных рабо-
420
Приводы СШНУ
Балансирный СК Безбалан-сирный СК Длинноходовой механический Гидропривод Пневмопривод Реечный привод
Оборудование устья скважин с СШНУ
Сплошной 1 полированный 1 шток Полый полированный шток Заглубленный устьевой сальник Скважинный сальник Сальник с рейкой или лентой
Колонна штанг
Стальные прутковые с резьбой Комбинированные (сталь+ + пластмасса) с резьбой Непрерывные прутковые эллипсные Непрерывн ые канатные Непрерывные ленточные (стальные) Непрерывные ленточньк (неметал)
Скважинные насосы
Невставные Вставные Для вязких жидкостей Для газированных жидкостей Для жидкостей с мех. примесями
Рабочий орган скважинного насоса
Плунжер гладкий Плунжер с канавками Плунжер «пескобрей» Поршень с резиновыми манжетами Поршень с металлич. уплотнителями Диафрагма плоская
Клапаны скважинных насосов
Одношаровый | Двухшаровый | Тарельчатый | Лепестковый 1 1
Рис. 2.2. Морфологическая матрица скважинных штанговых насосных установок
чих органов или закону движения выходного звена (в данном случае — точки подвеса полированного штока) виды приводных частей штанговой скважинной насосной установки.
Вторая строка содержит структурные единицы оборудования герметизации устья. В первом столбце второй строки находится устьевой сальник со сплошным полированным штоком, во втором — с полым полированным штоком, в третьем — с заглубленным сальником, в четвертом — со скважинным сальниковым уплотнителем, в пятом — с использованием ленточных или реечных подвижных элементов. Другие виды уплотнений колонны насосных штанг на устье скважины могут быть представлены в остальных блоках данной строки.
В третьей строке расположены блоки, представляющие виды штанговых колонн. Первый вид — обычная стальная колонна штанг, отдельные элементы которой соединяются друг с другом с помощью резьбы, во втором блоке — комбинированная колонна штанг, включающая металлические и неметаллические штанги, в третьм блоке — непрерывные стальные эллипсообразные штанги, в четвертом — непрерывные стальные канатные штанги, в пятом — стальные ленточные штанги и т.д.
В четвертой строке расположены скважинные насосы. Плунжерные одноступенчатые насосы расположены в первом блоке, насосы для откачки высоковязких жидкостей расположены во втором блоке, в третьем — насосы для работы с сильно газированными жидкостями, в четвертом — насосы для откачки жидкости со значительным содержанием механических примесей и т.д.
Различные виды рабочих органов скважинных насосов представлены в пятой строке, в шестой строке размещены разные виды клапанных узлов насосов.
Представленная на рис. 2.2 морфологическая матрица может быть продолжена как по вертикали (вплоть до видов крепежных элементов и конструктивного исполнения их резьбы), так и по горизонтали в каждой строке. Причем, даже если на сегодняшний день какая-либо строка или столбец могут казаться заполненными, то из-за непрекращающегося научно-технического прогресса уже завтра в указанных столбцах и строках могут появиться десятки новых элементов и новых свободных ячеек.
422
2.2. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
С точки зрения экономических возможностей СШНУ могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут СШНУ имеет более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, он может достигать максимального значения (37%). Таким образом, СШНУ хорошо приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита скважин. Однако, в некоторых случаях подача может достигать 200 м3/сут и глубины подвески насосов достигают 2500 м [15].
Независимо от конструкций основных узлов, для всех СШНУ характерны следующие особенности: 1) значительное удаление гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с цилиндром от кривошипно-шатунного механизма; 2) вертикальное расположение основных элементов установки; 3) малый поперечный (диаметральный) размер деталей, входящих в гидравлическую (подземную) часть установки. Все это в свою очередь обусловливает следующие явления, неблагоприятные для работы СШНУ.
1. Суммарная деформация колонны штанг и насосно-компрессорных труб достигает значительных величин и соизмерима с длиной хода плунжера.
2. Закон движения точки подвеса штанг отличается от закона движения плунжера, фактическая длина хода плунжера на 200— 500 мм меньше длины хода точки подвеса штанг. Поэтому при выборе режима работы установки стараются обеспечить максимальную длину хода плунжера.
3. Усилие в точке подвеса штанг постоянно направлено вниз и отличается при ходе вверх и вниз на 30—50%. Постоянство направления нагрузки в точке подвеса штанг, обусловленное весом колонны штанг и столба жидкости под плунжером глубинного насоса, обусловливает неравномерную загрузку приводного двигателя.
За время полного оборота кривошипа, т.е. за время одного Цикла работы глубинного насоса, происходит подъем и опускание штанг. При этом при ходе штанг вверх двигатель привода Должен затратить дополнительную работу по подъему штанг —
423
увеличению их потенциальной энергии. Полезная работа двигателя при ходе вверх расходуется на подъем жидкости.
Для обеспечения хода штанг вниз не нужно совершать дополнительной работы — колонна опускается вниз силой собственного веса, а приводной двигатель при этом работает вхолостую.
Для обеспечения равномерной нагрузки двигателя за время двойного хода и уменьшения его мощности привод СШНУ снабжают уравновешивающим устройством (в данном случае — грузы на правом плече балансира), назначение которого аккумулировать энергию, получаемую от приводного двигателя и штанг, при ходе плунжера вниз и отдавать ее при ходе штанг вверх.
2.2.1. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок.
Классификация, области применения
Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
Приводы штангового глубинного насоса могут быть классифицированы: 1) по роду используемой энергии в передаче; 2) по числу обслуживаемых одним приводом скважин; 3) по виду первичного двигателя [25].
По роду используемой энергии различают приводы: механические, гидравлические и пневматические. В механическом приводе глубинного насоса основные функции выполняют механические передачи, в качестве передаточного звена в гидравлических приводах применяются жидкости, а в пневматических — воздух.
Наиболее распространенными являются механические приводы штанговых насосов. Определенное применение имеют гидравлические приводы насосов. Пневматические устройства в качестве привода глубинного насоса имели незначительное применение из-за многих существенных недостатков.
В механических и гидравлических приводах насосов пневматическое устройство применяется как уравновешивающая система. Любой вид привода штангового насоса имеет первичный двигатель, в качестве которого применяются электрические или
424
тепловые двигатели: электрические двигатели питаются от промысловой электросети. Роль теплового двигателя в основном выполняют двигатели внутреннего сгорания, работающие на жидком топливе, или газовые двигатели, работающие на промысловом газе.
В зависимости от числа обслуживаемых, скважин одним приводом последние могут быть: индивидуальные или, так называемые на практике, групповые. В первом случае у каждой скважины устанавливается свой индивидуальный привод с двигателем, а ведомое звено привода соединяется с колонной насосных штанг.
При наличии на промысле большого числа близко расположенных друг от друга скважин с примерно одинаковой характеристикой и небольшой глубины (особенно малодебитных) эксплуатация их раньше осуществлялась от одного привода, обслуживающего от 2—4 до 40 и более скважин.
На рис. 2.3 представлена общая классификация приводов штанговых насосов [25].
Рис. 2.3. Общая классификация приводов штанговых иасосов
425
Общая классификация индивидуальных приводов штанговых насосов
В соответствии с общей классификацией приводов насосов индивидуальные приводы также подразделяют на: механические, гидравлические и пневматические с электрическим или тепловым двигателем. Они имеют следующие основные параметры.
1. Допускаемая нагрузка Ртах (сумма статических и динамических нагрузок) в точке подвеса штанг.
2. Длина хода точки подвеса штанг 5.
3. Число ходов точки подвеса штанг
Исходя из максимальной величины этих параметров, современные индивидуальные приводы насосов могут быть разделены на следующие категории.
По величине максимальной нагрузки в точке подвеса штанг. В современной практике применения штанговых насосов встречаются приводы с максимальной нагрузкой в точке подвеса штанг Ртах от 500—800 кг до 15—28 т.
Исходя из такого диапазона изменения нагрузок Ртах (т), приводы насосов могут быть следующие:
Легкие
Средние Тяжелые
Р <3 max
3< Р <10 max
Р >10 max
По длине хода точки подвеса штанг. В нефтепромысловом деле практическое применение имеют приводы с максимальной длиной хода точки подвеса штанг от 0,3 до 10 м. Большое распространение имеют приводы с длиной хода до 6 м.
По максимальной длине хода S в точке подвеса штанг приводы могут быть следующие (м):
Короткоходовые 5max < 1
Среднеходовые 1 < Smx < 3
Длинноходовые 3 < 5тах < 6
Сверхдлинноходовые 5тах > 6
По числу двойных ходов точки подвеса штанг.
Практическое применение имеют приводы с максимальным числом ходов от 2—4 до 20 в минуту.
426
Рис. 2.4. Общая классификация индивидуальных приводов штанговых скважинных насосов
По числу ходов птм точки подвеса штанг приводы насосов могут быть следующими:
Тихоходные < 6
Со средним числом ходов 6 < ятах <15
Быстроходные лтах >15
По величине потребляемой мощности. Выше мы классифицировали приводы в укрупненном виде по величине основных параметров. Произведение этих параметров P s n представляет собой работу, выполненную в единицу времени (в течение одной минуты), т.е. мощность.
С учетом величины потребляемой мощности N, кВт, индивидуальные приводы насосов можно разделить на четыре категории.
Маломощные N< 5
Средней мощности 5< N < 25
Мощные 25 < N < 100
Сверхмощные N> 100
Общая классификация индивидуальных приводов штанговых глубинных насосов представлена на рис. 2.4.
Индивидуальные механические приводы
В нефтедобывающей промышленности наибольшее распространение получили приводы штангового скважинного насоса механического действия.
Как все приводы, так и механические бывают индивидуальные и групповые. Основное применение в настоящее время имеют индивидуальные механические приводы. Они используются по их прямому назначению, т.е. как привод насоса, работающего в одной скважине. Кроме того, бывает, что этот же привод одновременно является приводом других нефтепромысловых механизмов, как, например, лебедки для подземного ремонта, насоса для закачки жидкости в скважину, подвесного компрессора для откачки газа из скважины и т.д.
Использование индивидуального привода насосов одновременно для других промысловых механизмов не всегда рационально, так как, во-первых, конструкция привода усложняется, а во-вторых, глубинный насос и дополнительный механизм бу
428
дут работать в одном режиме. Таким образом, при создании оптимального режима работы насоса дополнительный механизм будет работать не в оптимальном режиме, и наоборот.
Индивидуальные механические приводы выполняются по различным принципиальным схемам в зависимости от конструктивного назначения. В основном они состоят из двух видов механизмов: для снижения скорости вращения вала двигателя до числа ходов точки подвеса штанг; для преобразования вращательного движения звена со сниженным числом оборотов в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг. Первая группа механизмов будет названа трансмиссией или передачей вращательного движения, вторая группа — преобразующим механизмом.
Особое влияние на работу и конструкцию привода насоса оказывает принципиальная кинематическая схема преобразующего механизма.
По видам преобразующих механизмов механические приводы насосов делятся на две группы: балансирные и безбалансирные. В балансирном приводе вертикальное возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг осуществляется посредством качающегося балансира (коромысла), а в безбалансирных приводах механического действия это движение осуществляется разными другими механизмами без применения качающегося балансира.
В нефтепромысловой практике балансирные индивидуальные приводы называют станками-качалками. Кроме трех общих параметров (максимальные значения: нагрузки в точке подвеса штанг Fmax, длины хода SIrlax и числа ходов итах), индивидуальные механические приводы характеризуются еще максимальным допустимым значением крутящего момента Afmax на валу ведущего звена преобразующего механизма (то же самое, что и на ведомом валу трансмиссии). Так что максимальное значение этого момента является одним из основных параметров механических индивидуальных приводов.
По величине крутящего момента индивидуальные механические приводы могут быть классифицированы следующим образом (кгс-м):
приводы с малым моментом при Мс < 1000
со средним при 1000 < Мс < 3000
с большим при 3000 < Мс < 6000
со сверхбольшим при Мс > 6000
429
Между крутящим моментом и параметрами Pmax, S и п существует определенная аналитическая зависимость. Общая классификация механических приводов насосов представлена на рис. 2.5.
Существуют многочисленные конструкции станков-качалок, выполненные по различным кинематическим — схемам как трансмиссии, так и преобразующего механизма.
Балансиры станков-качалок на практике встречаются двух видов: как механизм двуплечего рычага (рычаг первого рода), так и механизм одноплечего рычага (рычаг второго рода).
По этому признаку все балансирные индивидуальные приводы (станки-качалки) могут быть подразделены на две группы: станки-качалки с двуплечим балансиром и одноплечим балансиром [26].
В станках-качалках с двуплечим балансиром (рис. 2.6) опора С качения балансира BD находится между точкой подвеса штанг D и точкой В сочленения балансира с шатуном 3. Применяемые станки-качалки в основном созданы по этой схеме.
В станках-качалках с одноплечим балансиром точка сочленения В шатуна 3 с балансиром DC находится между точкой подвеса штанг D и опорой балансира С. Соединение станка-качалки (т.е. конца его балансира) с колонной штанг (с точкой подвеса штанг) производится двояко — непосредственно шарнирно (см. рис. 2.6, а и 2.7, а) или посредством гибкой связи 5 (см. рис. 2.6, б и 2.7, б).
В первом случае штанга подвешивается непосредственно к концу балансира в точке D, которая описывает дугу D}DD2 радиусом К} (см. рис. 2.6, а и 2.7, а). Общее отклонение оси сальникового полированного штока OD от вертикальной оси скважины (или от оси сальника) будет равно величине стрелы h сегмента D}DDr Такое отклонение оси сальникового штока отрицательно влияет на работу сальникового устройства. По этой причине такое соединение головки балансира станка-качалки с точкой подвеса штанг в настоящее время почти не применяется. Гибкое звено 5 в сочетании с дугообразной головкой балансира представляется прямолинейно направляющим механизмом. При этом конец балансира (головка балансира) выполняется так, что при работе станка-качалки гибкое звено 5, закрепленное одним концом в верхней части головки и другим концом к сальниковому штоку, всегда огибает дугу радиусом К}. Таким образом, обес-
430
Рис. 2.5. Общая классификация механических приводов
a
Рис. 2.6. Кинематическая схема обычных станков-качалок с одноплечим балансиром: с — с шарнирной головкой, б — с дуговой головкой
Рис. 2.7. Сравнительная схема станков-качалок с двуплечим и одноплечим балансиром а — с шарнирной головкой, б — с дуговой головкой
печиваются прямолинейное движение точки подвеса штанг D и нормальная работа сальникового устройства.
Почти во всех станках-качалках в качестве преобразующего механизма используется четырехзвенный шарнирный кривошипно-коромысловый механизм. Имеются также станки-качалки, в которых в качестве преобразующего применяются другие виды механизмов.
Учитывая, что в нефтяной промышленности в основном применяются станки-качалки с четырехзвенным кривошипно-коромысловым преобразующим механизмом, будем называть их обычными станками-качалками. На рис. 2.8. представлена классификация механических балансирных приводов скважинных штанговых насосов (станков-качалок) [26].
28 Ивановский
433
В последние годы на нефтепромыслах страны стали появляться станки-качалки с перенесенным вперед четырехзвенным механизмом, в которых шарнирный четырехзвенник расположен между скважиной и опорой балансира. Такие приводы принято называть станками-качалками с одноплечим балансиром.
В числе основных достоинств подобных станков-качалок — компактность по сравнению с обычными станками-качалками
Рис. 2.8. Классификация механических балансирных приводов скважинных штанговых насосов
Рис. 2.9. Сравнительная схема станков-качалок с двуплечим и одноплечим балансиром
434
Рис. 2.10. Общая классификация уравновешивания привода скважинного штангового насоса
при одинаковых параметрах. На рис. 2.9 представлена совмещенная сравнительная схема механизма с двуплечим и одноплечим балансиром.
Для механизма с одноплечим балансиром параметры обозначены индексом-штрихом. В приводах с двуплечим балансиром отношение переднего и заднего плеч балансира обычно составляет kJ к = 1,0—1,2 и даже в вышедших из применения станках-качалках не превышало 1,4—1,5. Из схемы на рис. 2.9 видно, что при одноплечих балансирах отношение выполняющего роль переднего плеча, к к! (заднее плечо) существенно больше, т.к. длина заднего плеча составляет лишь часть длины переднего плеча балансира. Поэтому во втором случае одним и тем же кривошипом можно получить намного больший ход головки балансира или, при одинаковой длине хода, сократить габариты станка-качалки по сравнению с обычной. При этом все основные геометрические отношения звеньев остаются теми же (г// = г’/Г, г/к — г'/к'}. Одновременно решается проблема ограничения массы кривошипов, противовесов и установки в целом, т.к. сокращается и потребная длина фундамента. Фактически в станках-качалках с механическим уравновешиванием отношение kJ к’ составляет не очень большую величину, т.к. из стремления получить другие преимущества точка В' сопряжения шатунов с траверсой (с балансиром) переносится ближе к головке балансира.
Применение кинематической схемы с одноплечим балансиром позволяет улучшить динамические характеристики станка-качалки, т.е. уменьшить динамические нагрузки и смягчить вибрации насосных штанг; при этом кривошипы должны вращаться против часовой стрелки при устье скважины слева от наблюдателя (для обычных станков-качалок наоборот) [27].
В числе недостатков рассматриваемых станков-качалок пониженная боковая устойчивость, затрудненность обслуживания и ремонта, повышенная опасность обслуживания приводов с кривошипным уравновешиванием вследствие того, что скважина оказывается между кривошипами.
Условия уравновешивания станков-качалок с одноплечим балансиром позволяют применять в них фигурные кривошипы.
Схема станка качалки является очень удобной для применения пневматического, гидравлического или комбинированного
436
уравновешивания, которые используются в тяжелых мощных установках. В этих случаях соответствующий цилиндр помещается между траверсой и головкой балансира. Цилиндр может быть неподвижным, когда он крепится к основанию, а шток поршня к балансиру, или подвижным, если сам крепится к балансиру, а шток к основанию. Система уравновешивания получается сложной, т.к. помимо цилиндро-поршневой группы требуется целый комплекс оборудования. Например, при пневматическом уравновешивании с гидрозатвором необходимы компрессор, ресивер, масляный компенсационный насос, емкость с маслом и др. (рис. 2.10).
В конструкциях с чисто механическим уравновешиванием траверса обычно располагается не в средней части балансира, а переносится ближе к головке балансира, чем обеспечивается определенный эффект.
Известны индивидуальные механические приводы и групповые приводы для эксплуатации нескольких скважин.
Приводы первого типа включают двигатель, трансмиссию — преобразующий механизм, и обеспечивают движение только одной колонны насосных штанг. В настоящее время почти все приводы, СШНУ относятся к этому типу.
Приводы второго типа служат для эксплуатации нескольких (от 2 до 40) скважин, расположенных близко друг от друга и имеющих сопоставимые параметры. Групповой привод использовался для эксплуатации малодебитных скважин и в настоящее время не применяется. В индивидуальном механическом приводе трансмиссия уменьшает частоту вращения вала двигателя до числа оборотов, соответствующего числу двойных ходов точки подвеса штанг.
Механизм для преобразования вращательного движения выходного звена трансмиссии в возвратно-поступательное движение точки подвеса колоны штанг обеспечивает кинематическую связь, уравновешивающего устройства с точкой подвела штанг.
Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе, обычно состоит из ременной передачи от двигателя к входному валу редуктора. Редуктор выполняется двух- или трехступенчатым с зубчатыми зацеплениями различных типов.
Наибольшее влияние на конструкцию установки оказывают тип и кинематическая схема преобразующего механизма.
437
По видам преобразующих механизмов механические приводы делятся на две группы: балансирные и безбалансирные. В первых возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг достигается использованием качающегося рычага — балансира, который соединяется с выходным валом трансмиссии посредством кривошипно-шатунного механизма. В свою очередь кривошипно-шатунный механизм может быть со звеньями имеющими постоянную или переменную длину, изменяющуюся в пределах времени одно цикла работы установки.
В безбалансирных приводах возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг обеспечивается за счет использования механизмов с гибкими элементами (канаты или цепи).
Рассмотрим основные типы механических индивидуальных приводов с точки зрения их кинематических схем.
Тип кинематической схемы определяется конструкцией балансира, исполняемого в виде двуплечного или одноплечного рычага.
2.2.1.1. Балансирные станки-качалки
Станки-качалки с двуплечным балансиром. В этой конструкции опора балансира находится между точками подвеса штанг и сочленения балансира с шатуном. Усилия к балансиру передается через шатун соединенные с балансиром траверсой.
Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типо-разме-ров станков-качалок (СК) грузоподъемностью от 1,5 до 20 т (см. табл. 2.1) [28]. Типовая конструкция СК представлена на рис. 2.11. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.
При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 — были выполнены как базовые, а остальные 11 — в виде их модификаций. Модификации заключались: 1) в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-ка-
438
Рис. 2.11. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66
чалки; 2) в применении редуктора с другим крутящим моментом; 3) в одновременной замене балансира и редуктора.
Фактически в серийный выпуск пошли только 9 — моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом:
439
4СК — станок-качалка 4 — базовой модели;
3 — допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т;
1,2 — наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
700 — допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кгс-м.
Начиная с этого стандарта, в числе важнейших параметров стал регламентироваться крутяший момент редуктора вместо числа качаний балансира.
Основные типоразмеры СК, выпускаемых по разным стандартам, приведены в таблице 2.1—2.12.
Указанные станки-качалки имеют редукторы следующих типов (см. табл. 2.7).
В условных обозначениях редукторов указано:
Ц — цилиндрический;
2 — двухступенчатый;
Н — нормального ряда;
С — суммарное осевое расстояние в мм;
Ш — шевронное зацепление (этот признак был положен в основу отличия станков-качалок с одинаковыми параметрами).
Станки-качалки по ГОСТ 5866-76
Из намечавшихся к выпуску 30 типо-размеров производством было освоено 7 моделей представленных в таблице 2.3. Условное обозначение на примере СК5-3-2500 расшифровывается следующим образом:
СК5 — станок-качалка с максимальной нагрузкой на головку балансира 5 т;
3 — максимальная длина хода устьевого штока 3 м;
2500 — максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 2500 кгс-м.
В станках-качалках применяются редукторы следующих типов:
СКЗ-1,2-630 СК5-3-2500 СКб-2,1- 2500 СК8-3,5-4000 СК8-3,5-5600 СК10-3-5600 СК12-2.5-4000
Ц2НШ-315 (/ = 39,868) Ц2НШ-450 (/ = 39,924) Ц2НШ-450 (/ = 39,924) Ц2НШ-750Б (i= 37,18) Ц2НШ-560 (/=40,315) Ц2НШ-560 (/ = 40,315) Ц2НШ-750Б (/ = 37,18)
440
Таблица 2.1
Основные параметры станков-качалок ГОСТ 5866-56
Тип станка-качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полирова иного штока, м, Число качаний балансира в мин, Макс, крутящий момент, КНм Длина переднего плеча балансира, Мм
СКН2-615 20 о,3; о,45, 0,6 4,7-15 2,5 740
СКНЗ-1515 30 0,45; 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2; 1,35; 1,5 4,7-15 6,5 1500
СКН5-3015 50 0,9; 1,2; 1,5;1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0 4,7-15 23 3000
СКН10-3315 100 1,2; 1,5; 1,8; 2,1;2,4; 2,7; 3,3 4,7-15 40 3300
СКН10-3012 100 1,2; 1,8; 2,4; 3,0 6-12 57 4500
Продолжение табл. 2.1
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Радиус кривошипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплекта, т
длина ширина высота
740 840 295 2950 1020 1700 2,0
1500 1910 720 5300 1620 3820 4,5
2500 3200 1200 8140 1880 5890 П,2
2750 3300 1320 9600 2160 6060 17,5
3500 4080 1150 11430 2380 7110 22,0
441
Таблица 2.2
Основные параметры станков-качалок ГОСТ 5866-66
Тип станка-качалки Наибольшая допустимая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент. кНм Длина переднего плеча балансира, мм
1СК1.5-0.42-100 15 0,3; 0,35; 0,42 5-15 1 510
2СК2-0.6-250 20 0,3; 0,45; 0,6 5-15 2,5 740
ЗСКЗ-0.75-400 30 0,3; 0,52; 0,75 5-15 4 750
4СКЗ-1.2-700 30 0,45; 0,6; 0,75; 1,05; 0,9; 1,2 5-15 7 1200
6СК4-3-2500 40 1,29; 1,7; 2,15; 2,6; 3,0 6-15 25 3000
5СК6-1.5-1600 60 0,6; 0,9; 1,2;1,5 5-15 16 1500
6СК6-2.1-2500 60 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 6-15 25 2100
7СК8-3.5-4000 80 1,675; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5; 5 12 40 3500
7СК12-2.5-4000 120 1,2; 1,5, 1.8; 2,1; 2,5; 5-12 40 2500
8СК12-3.5-8000 120 2,1; 2,3; 2,6; 2,9; 3,2; 3,5 5-10 80 3500
9СК20-4.2-12000 200 2,5; 2,8; 3,15; 3,5; 3,85; 4,2; 5-10 120 4200
1СК1-0.6-100 10 0,4; 0,5; 0,6; 5-15 1 740
2СК1.25-0.9-250 12,5 0,44; 0,66; 0,9 5-15 2,5 1100
ЗСК2-1.05-400 20 0,42; 0,75; 1,05 5-15 4 1050
4СК2-1.8-700 20 0,675; 0,9; 1,125; 1,350; 1,575; 1.8 5-15 7 1800
5СК4-2.1-1600 40 0,84; 1,26; 1,68; 2,1 5-15 16 2100
7СК12-2.5-6000 120 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5 5-12 60 2500
7СК8-3.5-6000 80 1,675; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5; 5-12 60 3500
8СК8-5-8000 80 3,0; 3,3; 3,7; 4,1; 4,6; 5,0 5-10 80 5000
9СК15-6-12000 150 3,35; 4,0; 4,5; 5,0; 5,5; 5-10 120 6000
442
Продолжение табл. 2.2
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Радиус кривошипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплек-та, т
длина ширина высота
510 680 200 2150 900 1700 1,05
740 840 295 2940 1000 2000 1,55
750 1025 360 3000 1060 2250 2,55
1200 1430 570 4350 1420 3500 4,05
2100 2500 1000 7450 1650 5600 9,1
1500 1790 715 4850 1500 4400 6,0
2100 2500 1000 6550 1650 5300 9,0
2500 3000 1200 8800 1850 6700 14,5
2500 3000 1200 7800 1850 6400 14,2
3500 4200 1670 9350 2500 8800 20,0
4200 5000 2000 11400 3400 11000 33,0
510 680 200 2380 900 1800 1,05
740 840 295 3300 1000 2300 1,55
750 1025 360 3300 1060 2500 2,55
1200 1430 570 4950 1420 3800 4,05
1500 1790 715 5450 1500 4800 6,05
2500 3000 1200 7900 2350 6450 16,2
2500 3000 1200 8900 2350 6750 16,5
3500 4200 1670 10850 2500 9100 21,0
4200 5000 2000 13200 3400 11500 34,0
443
Таблица 2.3
Основные параметры станков-качалок по ГОСТ 5866-76
Тип станка-качалки Наибольшая допустимая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент кН- м Длина переднего плеча балансира, мм
СКЗ-1,2-630 30 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 1,2; 5-15 6,3 1200
СК5-3-25ОО 50 1,3, 1,8; 2,1; 2,5, 3,0; 5-15 25 3000
СК6-2,1-2500 60 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 5-14 25 2120
СК8-3,5-4000 80 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5; 5-12 40 3500
СК8-3,5-5600 80 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 3,5; 5-12 56 3500
СК10-3-5600 100 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0; 5 12 56 3500
СК12-2,5-4000 120 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 5-12 56 3000
Продолжение табл. 2.3
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Наибольший радиус кривошипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комп-лекта, т
длина ширина высота
1200 1430 570 4125 1350 3245 3,75
2100 2500 1000 7380 1840 5195 9,5
2100 2500 1000 6480 1840 4960 8,6
2500 3000 1200 8450 2250 6210 14,2
2500 3000 1200 8450 2250 6210 14,2
2500 3000 1200 7950 2250 5835 14,1
2500 3000 1200 7450 2250 5730 14,4
444
Таблица 2.4
Ряд станков-качалок, выпускаемых румынским заводом «Вулкан» (г. Бухарест)
Тип станка-качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент КНм Длина переднего плеча балансира, мм
UP-7T 70 0,9; 1,2; 1,5; 2,0; 6,3-15 35 2200
UP-9T 90 0,9; 1,2; 1,5; 2,0; 6 15 55 2500
UP12T 120 1,5; 2; 2,5; 3,0 6,2-12 75 3000
UP15T 150 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0 6,2-12 1000 4000
Продолжение табл. 2.4
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Радиус кривошипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комплекта т
длина ширина высота
2200 2400 1700 7892 1950 5486 10,8
2500 3000 2000 8752 2400 6580 15,1
2800 3300 2200 9700 2400 7360 19,84
3200 3770 2500 11105 2750 8650 26,56
445
Таблица 2.5
Технические характеристики станков-качалок типа СКД по ОСТ 26-16-08-87
Тип станка-качалки Наибольшая допустимая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент, КНм Длина переднего плеча балансира, мм
СКДЗ-1.5-710 30 0,75; 0,9; 1,1; 1,3; 1,5 5-15 7,1 1145
СКД 4-2.1-1400 40 0,7; 1,0; 1,3; 1,6; 2,1 5-14 14,0 1600
СКД6-2.5-2800 60 0.9; 1,2; 1,6; 2.5; 5-14 28,0 1905
СКД8-3-4000 80 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0; 5-12 40.0 2290
СКД10-3.5-5600 100 1,6; 2,0; 2,4; 2,8; 3,5; 5-12 56,0 2670
СКД12-3-5600 120 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 5-12 56,0 2290
Продолжение табл. 2.5
Длина заднего плеча балансира, мм Длина шатуна, мм Радиус криво-шипа, мм Габаритные размеры, мм Масса комп лек-та,
длина ширина высота
1085 1625 650 4050 1360 2785 3,5
1415 2125 850 5100 1700 3650 6,45
1665 2500 1000 6085 1880 4230 7,8
2000 3000 1290 6900 2250 4910 11,78
2000 3000 1290 7280 2250 5318 12,80
2000 3000 1290 6900 2250 4910 12,43
446
Таблица 2.6
Основные параметры станков-качалок
Тип станка-качалки Уравновешивание
Система Вес противовеса на их число, кг
Балансирных Кривошипных
1СК1 5-0.42-100 балансирная 37x16 -
2СК2-0.6-250 37x19 -
ЗСКЗ-0.75-400 40x22 -
4СКЗ-1.2-700 комбиниро-ванная 32x8 210x4
6СК4-3-2500 40x8 580x4
5СК6-1.5-1600 80x4 580x4
6СК6-2.1-2500 80x4 580x4
7СК8-3.5-4000 кривошипная 750x6
7СК12-2.5-4000 - 750x6
8СК12-3.5-8000 - 750x8
9СК20-4.2-12000 1500x8
1СК1-0.6-100 балансирная 37x16 -
2СК1.25-0.9-250 37x19 -
ЗСК2-1.05-400 40x22 __
4СК2-1.8-700 комбинированная 32x8 210x4
5СК4-2.1-1600 40x8 580x4
7СК12-2.5-6000 - 750x8
7СК8-3.5-6000 кривошипная 750x8
8СК8-5-8000 750x8
9СК15-6-12000 1500x8
СКН2-615 балансирная - -
СКНЗ-1515 комбиниро- ванная - -
СКН5-3015 - -
СКН10-3315 кривошипная - -
СКН10-3012 -
447
Продолжение табл. 2.6
Редуктор Клиновидные ремни (тип) Мощность электродвигателя, кВт
Ц2Н-250 О 1,7
Ц2Н 300 А 2,8
Ц2Н-35О А 4,5
Ц2Н400 А 7,0
Ц2Н650 Б 20
Ц2Н-5ОО Б 10
Ц2Н-650 В 20
Ц2Н750 В 28
Ц2Н75О В 28
Ц2Н 1000 Г 40
Ц2Н -1000 Г 55
Ц2Н 250 О 1,7
Ц2НЗОО А 2,8
Ц2Н-35О А 4,5
Ц2Н400 А 7
Ц2Н-560 Б 10
Ц2Н 850 В 28
Ц2Н 850 В 28
Ц2Н-1000 Г 40
Ц2Н1000 Г 55
Ц2Н-250 - -
Ц2Н-315 -
Ц2Н-650 -
Ц2Н-750 - -
Ц2Н-1000 - -
448
Таблица 2.7
Ивановский
Технические характеристики редукторов
чо
Показатели Типоразмер редуктора
Ц2НШ-250 Ц2НШ-315 Ц2НШ-355 Ц2НШ-450 Ц2НШ-500 Ц2НШ-560 Ц2НШ-630 Ц2НШ-710
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН- м 2,5 6,3 16 25 40 56 80 125
Суммарное межосевое расстояние, мм 410 515 580 730 815 915 1030 1160
Межосевое расстояние (мм) ступени' быстроходной ТИХОХОДНОЙ
160 200 225 280 315 355 400 450
250 315 355 450 500 560 630 710
Нормальный модуль зубьев (мм) ступени-быстроходной ТИХОХОДНОЙ
2,5 3,15 3,55 4,5 5 5,6 6,3 7,1
4 4,5 5,6 7,1 8 9 10 11,2
Число зубьев шестерни колеса ступени' быстроходной тихоходной
14 17 14 19 14 17 14 17 14 17 14 17 14 17 14 17
Продолжение табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Число зубьев колеса ступени: быстроходной 101 101 99 99 99 101 101 101
ТИХОХОДНОЙ 95 105 97 96 96 95 95 95
Передаточное число 40,315 39,868 40,350 39,924 39,924 40,315 40,315 40,315
Объем масла в картере (л), не менее 22 22 50 70 80 100 100 100
Габаритные размеры: длина L 835 1010 ИЗО 1475 1610 1775 1970 2220
ширина В 830 1140 1400 1554 1930 1930 2260 2625
высота Н 570 685 760 948 1030 ИЗО 1285 1425
Масса (сухая), кг 355 700 1200 2155 3100 3290 5270 7370
Таблица 2.8
Технические характеристики станков-качалок по ТУ 3665-012-05785537-9-3 (АО «Ижнефтсмаш»)
Параметры привода штангового насоса Типоразмер привода и его исполнение
ПНШ 60-2.1-25 ПНШ 80-3-40
без дополнительного редуктора (основное и 02) с дополнительным редуктором (01 и 03) без дополнительнго редуктора (основное и 02) с дополнительным редуктором (01 )
без тумбы под редуктор с тумбой под редуктор без тумбы под редуктор с тумбой под редуктор без тумбы под редуктор с тумбой под редуктор без тумбы под редуктор с тумбой под редуктор
Нагрузка на сальниковом штоке, кН 60 80
Длина хода полированного штока, м, 0,9; 1.2; 1,5; 1,8; 2,1 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0
Число качаний балансира в мин, 5,3-8,3 5,3-8.3 1,36-4,84 1,36-4,84 4,3-6,0 (осн) 8,6-12(02) 4,3-6,0 (осн) 8,6-12(02) 5,8-8,1 5,8-8,1
Номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН- м 25 40
Система уравновешивания Кривошипная Кривошипная
Номинальная мощность электродвигателя, кВт 18,5 18,5 7,5 7,5 18,5 (осн) 30 (02) 18,5 (осн) 30 (02) 22 22
Длина, мм 7250 7100
Ширина, мм 1770 2250
Высота, мм 4460 5450 4460 5450 5385
Масса, кг (не более) 8505 12400
452
Таблица 2.9
Технические характеристики станков- качалок, выпускаемых ОАО «Редуктор» по ОСТ 26-16-08-87
Тип станка-качалки Нагрузка на сальниковом штоке, кН Длина хода полированного штока, м Крутящий момент на выходном валу редуктора, кН- м Число качаний балансира в минуту Система уравновешивания Габаритные размеры, мм Масса, т
длина ширина высота
СКР-3-1,2 СКДРЗ-1,5 30 0,6; 0,75; 0,9; 1,05; 20; 0,6-1,5 7,1 1,3-12 Кривошипная 4200 1350 3300 3,о
3600 1290 3450 3,1
СКР4-2,! СКДР4-2Д 40 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 16 1,1-9,5 6230 5920 1600 4475 5,2
СКР5-3 СКДР5-3 50 1,3-3,0 31,5 1,3-8,4 7735 7405 1850 5820 6070 8,2 8,4
СКР6-2,1 СКДР6-2,5 СКДР6-3 60 0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1 0,9-2,5 1,3-3 31,5 1,3-8,4 6950 6560 6950 1850 5300 5460 5740 7,9 8,1 8,2
СКДР8-3 80 1,2-30 56 1,1-7,4 7200 2250 6350 И,5
СКДРЮ-3,5 100 1,6-3,5 56 1,1-7,4 7580 2250 6600 12,5
СКДР12-3 120 1,25-3,0 56 1,1-7,4 7200 2250 6350 12,1
Таблица 2.10
Технические характеристики станков-качалок, выпускаемых ПО «Уралтрансмаш» по ТУЗ-8629-651-010
Тип станка-качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин, Максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кН- м Система уравновешивания Мощность двигателя, кВт Масса комплекта, т
ПШГНТ4-1,5-1400 40 0,45; 0,6, 0,75; 0.9; 1,1; 1,3; 1,5; 2,0-7,4 14 комбинированная 4-7,5 5,5
ПШГН6-3-3500 60 1.2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 35 кривошипная 15 18,5 13,0
ПШГНТ6-3-3500 60 1,2, 1,6; 2,0, 2,5, 3,0 2,0-8,5 35 кривошипная 22-30 13,8
ПИ1ГН8-3-55ОО 80 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 55 кривошипная 22-30 13,0
ПШГНТ8-3-5500 80 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 55 кривошипная 22-30 13,8
ПШГН10-3-5500 100 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 55 кривошипная 30 14,5
ПШГНТ12-3-5500 120 1,2; 1,6; 2,0; 2,5; 3,0 2,0-8,5 56 комбинированная 30-37 18,5
Таблица 2.11
Технические характеристики станка-качалки конструкции АзИНМАШ
Тип станка-качалки Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящий момент, кН- м Диа-метр ведущих сменных шкивов, мм Вес одного противовеса, кг Редуктор Габаритные размеры, мм Масса, т
длина шири на высота
ПФ8-3,5-4000 80 1,8;2,1; 2,5; 3,0, 3,5 5-15 40 200,224, 250,280, 315 650 Ц2НШ-73ОА и Ц2НИ1 750А 5500 2250 12350 12,35
Таблица 2.12
Технические характеристики станков-качалок конструкции СПКТБ «Нефтегазмаш», г. Уфа
Тип станка-качалки Наибольшая допустимая нагрузка в точке подвеса штанг, кН Длина хода полированного штока, м Число качаний балансира в мин. Мак. крутящ ИЙ момент КН* м Система уравновешивания Мощность электродвигателя, кВт Число оборотов В МИИ. Габаритные размеры, мм (при горизонтальном положении балансира) Масса, т
длина шири на высота
УШН90-3,5-40 (с одной клиноременной передачей) 90 0.6; 0.8; 1,2; 1,65; 2,1; 2,5; 2,9; 3,5 4 12 40 кривошипная 30 750; 1000, 1500 6100 4000 7630 13,0
УШН90-3,5-40 (с двумя клиноременными передачами привода и промежуточной опорой) 90 0,6; 0,8; 1,2; 1,65; 2,1; 2,5; 2,9, 3,5 2,46- 3,86 40 кривошипная 22 750 7200 4000 7630 14,0
Редукторы разных СК аналогичны по конструкции. Редукторы располагаются как на плоскости рамы станков-качалок, так и на подставке.
Конструкции стан ков-качалок по данному стандарту принципиально не отличаются от предыдущих типов. Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.
Основным изготовителем всех станков-качалок, выпускавшихся в соответствии с ГОСТ 5866, был завод «Бакинский рабочий». В последние годы оборудование, соответствующее государственному стандарту 1976 г. стали выпускать другие заводы: Нефтепроммаш (г. Ахтырка, Сумская обл.): СКЗ-1,5-710; СК9-3,5-5500; СК12-3.0-5500; СК15-5-9-500 и Тяжмашимпекс (г. Киев): СКЗ-1.5-710; СК12-3.0-5500.
Станки-качалки по ОСТ 26-16-08-87
Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров (рис. 2.12, 2.13).
Стандартом предусмотрено два вида исполнения — с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов (табл. 2.5).
Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станки-качалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные — одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту.
Условное обозначение рассмотрим на примере СКДТЗ-1,5-710:
СК — станок-качалка;
Д — дезаксиальный;
Т — редуктор установлен на тумбе;
456
Рис. 2.12. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием
3 — номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т;
1,5 — максимальная длина ход устьевого штока 1,5 м;
710 — номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кгс-м.
В станках-качалках применяются следующие марки редукторов:
СКДЗ-1,5-710 Ц2НШ-315 (z = 39,868)
СКД4-2,1-1400 Ц2НШ-355 (z = 40,35)
СКДб-2,5-2800 Ц2НШ-450 (z = 39,924)
СКД8-3-4000 Ц2НШ-750 Б (z = 37,18)
СКДЮ-3,5 -5600 Ц2НШ-560 (z = 40,315)
СКД 12-3-5600 Ц2НШ-560 (z = 40,315) см. рис. 2.19.
Станки-качалки по ОСТ 26-16-08-87 оказались последними, поставлявшимися традиционно многие годы заводом «Бакинский рабочий» с редукторами Кишлинского машиностроительного завода (г. Баку).
457
Рис. 2.13. Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием
Тихоходные станки-качалки
С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом не более 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др.
Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло сни
458
жать частоту качаний балансира до 0,8—1,7 в минуту. Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами, установленными консольно. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной (рис. 2.14). В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3,5-4000Ш.
Конструктивное решение с дополнительной передачей отличается простотой, позволяет применять его к любому станку-качалке и допускает изготовление необходимых деталей силами добывающих предприятий. Однако рассматриваемый конструктивный вариант можно было считать удачным только относительно, для условий отсутствия серийных тихоходных приводов.
Другим решением стало применение в приводе мотор-редук-тора с передаточным числом i = 2,3. Если станок-качалка типа 7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний п = 3,8—12, то с мотор-редуктором — до 2,5. При этом для работы вместо двигателя мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт.
Конструкция мотор-редуктора представлена на рис. 2.15.
На удлиненном валу электродвигателя установлена шестерня, работающая в паре с зубчатым колесом. Пара зубчатых колес сменная, позволяет изменять передаточное число мотор-редуктора. Выходной конец ведомого вала имеет стандартные присоединительные размеры для посадки сменных шкивов клиноременной передачи.
Тихоходные станки-качалки с трехступенчатым редуктором (рис. 2.16) разработаны АзИНМАШем. Компоновка трансмиссии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной передачи, что компенсируется применением трехступенчатого редуктора с передаточным числом / = 165. Редуктор непосредственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем. При этом приходится применять угловую передачу, поэтому редуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быстроходной конической ступенью.
Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте предусматривается применение регулируемого многоскоростного
459
Рис. 2.14. Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей
Рис. 2.15. Мотор-редуктор
460
Рис. 2.16. Схема станка-качалки с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором
асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схемы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495, 745, 990 и 1485 об/мин Соответственно получают 3, 4,5, 6 и 9 качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сменой шкивов
Отсутствие ременной передачи, которая в обычном механизмах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках потребовала в данном случае другого конструктивного решения Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срезным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая
461
смягчает пусковой момент. При заклинивании плунжера скважинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки.
Нестандартная компоновка привода потребовала и изменений в тормозной системе. Для этого одна из половин муфты — на валу редуктора — служит одновременно тормозным шкивом двухколодочного тормоза, а в систему управления тормозом включена промежуточная угловая зубчатая закрытая передача.
Наряду с описанным вариантом с 1991 г. применяется тихоходный станок-качалка типа СКДТ4-1,5-710А, предназначенный для эксплуатации низкопродуктивных пластов при малых и средних глубинах (см. рис. 2.17).
Станок-качалка имеет комбинированную систему уравновешивания; в нем имеется клиноременная передача и обычный редуктор типа Ц2НШ-315. Станок-качалка обеспечивает от 2,8 до 5 ходов балансира в минуту. Целый ряд конструктивных
Рис. 2.17. Станок-качалка СКДТ4-1,5-710А с комбинированным уравновешиванием
462
ов СКД4-1,5-710A (опора балансира, траверса, шатуны и ре-Ууктор) взаимозаменяемы с узлами СКДЗ-1,5-710, а подвеска устьевого штока заимствована у СКД6-2,5-2800.
У Приводы завода «Вакуммаш». Технические характеристики приводов соответствует ОСТ 26-16-08-87. В частности, параметры и конструкция привода ПСН-3 в основном соответствуют станку-качалке СКДЗ-1,5-710 с некоторыми отклонениями (число ходов балансира в минуту 4,2—8,0 вместо 5—15 в СКДЗ). В приваде применен редуктор Р-315, 2-ступенчатый, с передаточным числом / = 39,868, с шевронной передачей и зацеплением Новикова, соответствующий редуктору Ц2НШ-315.
Приводы АО «Ижнефтемаш». Выпускаются по техническим условиям ТУ 3665-012-05785537-93 в нескольких вариантах исполнения (см. табл. 2.8) [41].
У привода ПНШ80-3-40 все технические характеристики соответствуют станку-качалке СКД8-3-4000 по ОСТ 26-16-08-87. Приводы имеют кривошипное уравновешивание.
Условное обозначение на примере ПНШ60-2,1-25 означает
следующее:
ПНШ — привод насосов штанговых;
60 — нагрузка на устьевом (сальниковом) штоке не более 60 кН;
2,1 — наибольшая длина устьевого (сальникового) штока 2,1 м;
25 — номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 25 кН-м.
Каждый привод в соответствии с техническими условиями может быть выполнен в двух вариантах по кинематической схеме (без дополнительного редуктора или с таким редуктором для уменьшения частоты ходов) и в двух вариантах по установке основного редуктора (непосредственно на раме станка-качалки или на тумбе). В зависимости от сочетания указанных вариантов получаются различные виды исполнения приводов:
а) основное соответствует приведенному шифру и предусматривает установку редуктора непосредственно на плоскости рамы, когда для монтажа привода требуется высокий фундамент;
б) исполнение 01 (например, ПНШ 60-2,1-25-01), когда в кинематической схеме трансмиссии предусмотрен промежуточный редуктор и электродвигатель пониженной мощности; компоновка привода как в основном варианте;
463
в) исполнение 02 (например, ПНШ 60-2,1-25-02) соответствует установке редуктора с двигателем на подставке-тумбе, когда для монтажа привода требуется низкий фундамент высотой не более 200 мм; разновидностью исполнения 02 является 02.01, при котором электродвигатель устанавливается не на уровне редуктора, а на низком подрамнике (с целью удобства обслуживания);
г) исполнение 03 (например, ПНШ 60-2,1-25-03) предусматривает применение дополнительного редуктора, но при компоновке, как в исполнении 02.
На рис. 2.18 показан одни из приводов в двух исполнениях: в обычном тумбовом варианте и с промежуточным редуктором.
Завод-изготовитель отмечает следующие конструктивные особенности своих приводов:
— Т-образную раму, которая создает дополнительную поперечную устойчивость привода, позволяет разгрузить переднюю, наиболее нагруженную часть фундамента и уменьшить величину его проседания в процессе работы;
— несъемные отжимные болты рамы, с помощью которых осуществляется нивелирование привода при монтаже и эксплуатации;
— трехопорную стойку, менее чувствительную к перекосу рамы и легко поддающуюся корректировки положения;
— фиксацию головки балансира и в рабочем и в нерабочем положении;
— защищенный от внешних воздействий (осадков, пыли) опорный подшипник головки балансира;
— кривошипные противовесы со встроенными механизмами их перемещения (рис. 2.19); механизм размещается в стандартном гнезде противовеса и центрируется по продольному пазу кривошипа; перемещение противовеса осуществляется вращением отдельной рукоятки;
— дополнительный настил над редуктором для обеспечения доступа к опоре траверсы (в приводе ПНШ 80-3-40).
В приводах применяются редукторы:
ПНШ 60-2,1 -25 РП- 450-28 (/ = 39,932) ПНШ 80-3-40 РП- 450 (/ = 37,18) Редуктор РП-450-28 является аналогом редуктора Ц2НШ-450, а редуктор РП-450 — аналогом редуктора Ц2НШ-750Б. Существенной особенностью редукторов является раздельная система смазки зубчатых зацеплений и подшипниковых опор.
464
ПНШ 60-2,1-25-01
Рис. 2.18. Привод ПНШ 60-2,1-25 в исполнениях 02 и 03
Рис. 2.19. Устройство для перемещения противовесов:
1 — механизм перемещения; 2 — гайка круглая;
3 — рукоятка; 4 — вороток
30 Ивановский
465
С этой целью полости подшипниковых опор отделены от внутреннего объема картера, что предотвращает попадание в рабочую зону подшипников продуктов износа зубчатых колес, некачественного масла и др. Смазка зубчатых колес обеспечивается жидким маслом путем окунания и разбрызгивания, а смазка подшипниковых узлов — консистентной смазкой, периодически пополняемой при техобслуживании.
Дополнительный редуктор типа 1Ц2У-125 двухступенчатый с передаточным числом 7,75, с эвольвентным зубчатым зацеплением, массой не более 31,5 кг.
Станки-качалки типа СКР выпускаются заводом ОАО «Редуктор». Обозначение станка-качалки СКР4-2,1-16 (рис. 2.20):
СКР — станок-качалка акционерного общества «Редуктор»; 4 — максимальная нагрузка на устьевой шток 4 т;
2,1 — наибольшая длина хода устьевого штока 2,1 м;
16 — максимальный момент на выходном валу редуктора 1,6 кН м (1600 кгс м).
Основные размеры и кинематика станков-качалок СКР соответствуют размерам и кинематике наиболее распространенных в отечественной практике станков-качалок типа СК по ГОСТ 5866-76, а типа СКДР соответствуют СКД по ОСТ 26-16-08-87; узлы их кривошипно-шатунных механизмов взаимозаменяемы с узлами станков-качалок СК и СКД азербайджанского производства. Так, СКР6-2,1-2800 соответствует станку-качалке СК6-2,1-2500. Однако новые станки-качалки имеют свои особенности, среди которых автоматическое натяжение клиновых ремней, быстродействующий дисковый тормоз с рычажно-винтовым управлением и храповым фиксатором, складная трехопорная стойка и др.
Как уже отмечалось, станки-качалки СКР оснащены быстродействующим дисковым тормозом (см. рис. 2.21). Тормозной диск 4 надевается скользящей посадкой на шлицевую втулку 6, закрепленную на конце входного вала редуктора 5. Зажим диска тормозными колодками 3 осуществляется с помощью винтового механизма, состоящего из нажимного винта 2 с рычагом 1, который с помощью тяги связан с рукояткой 10 ручного привода. Тяга состоит из двух полутяг 7 и 9, соединенных гайкой и контргайкой 8, позволяющих регулировать степень затяжки тормоза. Фиксация рукоятки 10 в рабочем положении обеспечивается зубчатым фиксатором 11.
466
Рис. 2.20. Станок-качалка типа СКР:
1 — фундамент; 2 — рама; 3 — подвеска устьевого штока; 4 — ограждение кривошипно-шатунного механизма; 5 — нижняя головка шатуна; б — кривошип; 7— противовес; 8— стоика; 9 — лестница; 10— площадка верхняя (кроме СКДРЗ); 11 - опора балансира; 12 — балансир с головкой; 13 — траверса с опорой, 14 — шатун; 15 — площадка редукторная (для СКДР8. 10, 12); 16 — редуктор; 17 — площадка нижняя; 18 — кожух ременной передачи; 19 — станция управления; 20 — рукоятка тормоза с фиксатором; 21 — тяга тормоза; 22 — электродвигатель, 23 — кронштейн; 24 — шкив ведущий: 25 — ремень клиновои; 26— шкив ведомый
Основные характеристики приводов, выпускаемых ПО «Урал-трансмаш» по техническим условиям ТУЗ-8629-651-010, представлены в таблице 2.10.
467
Б-Б
Рис. 2.21. Дисковый тормоз станков-качалок типа СКР
Условное обозначение приводов рассмотрим на примере ПШГНТ4-1,5-1400:
ПШГН — привод штанговых глубинных насосов;
Т — редуктор установлен на тумбе;
4 — максимальная нагрузка на устьевом штоке 4 тонны;
1,5 — наибольшая длина хода устьевого штока 1,5 м
1400 — наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кгс-м.
Типовая конструкция обычного станка-качалки типа ПШГН показана на рис. 2.22.
468
Рис. 2.22. Привод типа ПШГН
Приводы имеют целый ряд отличительных особенностей. В основу конструкции преобразующего механизма заложены соотношения, соответствующие рекомендациям Американского нефтяного института (API).
В кривошипах предусмотрен механизм плавного перемещения противовесов. Головка балансира крепится к телу балансира четырьмя вертикальными осями. Для поворота головки необходимо вынуть две оси с одной стороны, противоположной повороту, и с помощью стяжки повернуть головку. Такое соединение отличается надежностью и удобством проведения указанной операции.
469
Для поворота головки балансира предусмотрен червячный редуктор с ручным управлением (рис. 2.23).
Рис. 2.23. Механизм поворота головки балансира:
1 — головка балансира; 2 — упорный подшипник; 3 — ось головки балансира, 4 — пробка; 5 — винт для стопорения головки балансира;
6 — гайка; 7 — тело балансира, 8 — редуктор
470
в приводах применен двухколодочный тормоз с поворотным рычагом 10 управления (рис. 2.24). Для фиксирования механизма в нужном положении стопор 3 вводится в зацепление с пазом тормозного шкива 12. Рычаг управления с помощью кнопки 11
Рис. 2.24. Тормоз с поворотным рычагом управления:
7 — корпус редуктора; 2, 4 — колодки тормозные; 3 — стопор; 5 — болт упорный; 6 — рычаг плавающий; 7 — тяга; 8 — муфта стяжная; 9 — сектор зубчатый; 10— рычаг управления; 11 — кнопка; 12 — шкив тормозной;
13 — вал ведущий; 14 — шпонка
471
фиксируется в зубчатом секторе 9. Регулировка зазора между тормозными колодками и шкивом обеспечивается изменением длины тяги 7 при помощи муфты 8 и изменением положения упорного винта 5.
В приводах используются цилиндрические трехступенчатые редукторы, имеющие прямозубые колеса на быстроходной ступени и шевронные — на тихоходных ступенях. Передаточные числа редукторов:
ПШГН4 i = 57,75
ПШГН6 i = 51,45
ПШГН8 i = 51,45
ПШГН10 i = 51,45
ПШГН12 i = 54,25
Валы монтируются на роликовых сферических двухрядных подшипниках. Смазка подшипников комбинированная — разбрызгиванием и принудительная с подводом масла по направляющим лоткам, в которые масло забирается из картера черпаками, закрепленными на ободе зубчатых колес. Дополнительно подшипники смазываются пластичной смазкой через резьбовые отверстия в крышках подшипниковых узлов, закрытых пробками.
Присоединительные размеры корпусов редукторов соответствуют серийным редуктором Ц2НШ-560 и Ц2НШ-750Б.
Модифицированные варианты приводов имеют ряд отличий от базовых.
В приводах ПШГНТ4-1.5-1400, ПШГНТ6-3-3500, ПШГНТ8-3-5500, кроме установки редуктора на тумбе, стойка трехопорная, крепится двумя ногами с помощью болтов к раме, а третьей ногой к тумбе.
В приводе ПШГНТ4-1,5-1400 (рис. 2.25) применен редуктор, в котором оси всех четырех валов расположены в одной наклонной плоскости, служащей одновременно плоскостью разъема.
Конструкция основных узлов и деталей привода ПШГНТ10-3-5500 аналогична приводу ПШГНТ8-3-5500, показанному на рис. 2.26.
На нефтяных промыслах РФ довольно широко применяются румынские станки-качалки завода «Вулкан» UP9T-2500-3500 и UP12T-3000-5500, технические характеристики которых приведена в таблице 2.4.
472
Рис. 2.25. Привод типа ПШГНТ 4-1,5-1400
Условное обозначение станков-качалок включает максимальную нагрузку на головку балансира (7,9 и 12 т), наибольшую длину хода устьевого штока (2000, 2500 и 3000 мм) и допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора (3500 и 5500 кгс-м).
Конструкция румынских станков-качалок (рис. 2.27) соответствует стандартным конструкциям, выпускавшимся в нашей стране [41].
В последние годы параметры румынских станков-качалок приведены в соответствие с рекомендациями Американского нефтяного института (API). Новые приводы оборудуются двух-и трехступенчатыми редукторами с шевронными зубчатыми колесами. Ведомый вал посажен на усиленные бронзовые подшипники скольжения, а ведущий и промежуточные валы — на подшипники качения. Смазка подшипников осуществляется разбрызгиванием с доставкой масла к каждому подшипнику по желобкам.
473
Рис. 2.26. Привод ПШГНТ 8-3-5500 и ПШГНТ 6-3-3500
Американские станки-качалки с двуплечим балансиром. Типовая конструкция станка-качалки с двуплечим балансиром американской фирмы «Lufkin» показана на рис. 2.28.
В США принята англо-американская система единиц и обозначения штанговых скважинных приводов в соответствии с требованиями API расшифровываются следующим образом:
С — общепринятый (стандартный) тип станка-качалки с двуплечим балансиром;
320, 456 — максимальный крутящий момент редуктора в тысячах футов на дюйм;
D — двухступенчатый редуктор;
173, 213 — максимальная нагрузка на верхней штанге в сотнях фунтов;
120 — длина хода в дюймах.
474
Рис. 2.27. Станок-качалка фирмы «Вулкан»
В станках-качалках применены двухступенчатые редукторы с передаточными числами: 30, 12 — для С-320 и 29,04 — для С-456.
Стандартным для станков-качалок фирмы «Lufkin» стали шевронные со спиральными зубьями зубчатые колеса, которые отличаются меньшей чувствительностью к неточностям сборки и значительно лучше работают в реверсивных передачах. Кроме двуплечих станков-качалок фирма «Lufkin» выпускает одноплечие приводы типа Mark П.
Конструкция станка-качалки представлена на рис. 2.29.
Фирма подчеркивает следующие преимущества приводов Mark II:
1) увеличенное время хода вверх, т.к. станок-качалка имеет дезаксиальный механизм; величина дезаксиала составляет 15°;
2) пониженное ускорение в начале хода вверх, что позволяет снизить величину перегрузки в этот наиболее напряженный период цикла на привод и на штанги;
475
Рис. 2.28. Станок-качалка с двуплечим балансиром фирмы «Lufkin»
3) увеличенная допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, т.к. траверса расположена перед редуктором, близко от головки балансира, что позволяет увеличить «тягу» рычажной системы;
4) возрастание допускаемой нагрузки при ходе вверх и снижение при ходе вниз выравнивает распределение нагрузки за цикл;
5) геометрия механизма позволяет повысить крутящий момент по сравнению с обычными станками-качалками; это делается за счет особой конструкции кривошипа и его расположения, позволяющего изменить приложение момента по отношению к моменту, создаваемому весом колонны штанг; в случае сохранения параметров неизменными можно снизить момент на редукторе до 35% и, соответственно, уменьшить потери мощности и требуемую мощность двигателя.
476
18 17 16 15
Рис. 2.29. Конструкция станок-качалка с одноплечими балансиром:
7 — ограждение; 2 — шатун; 3 — подвеска устьевого штока; 4 — стяжка; 5 — балансир с опорой; 6 — траверса; 7 — винт установочный; 8 — стойка; 9 — противовес; 10 — кривошип; 11 — электродвигатель; 12 — шкив ведущий; 13 — плитка поворотная; 14 — рычаг тормоза; 15 — рама; 16 — ремень; 17 — шкив ведомый; 18 — редуктор
Модель М-1140-143-86, в которой литера М обозначает Mark II. Остальные обозначения аналогичны приведенным ранее. Данная модель имеет следующие характеристики:
Нагрузка на головку балансира: 14300 фунтов — 6,5 т
Длина хода: 63; 75; 96 дюймов — 1,6; 1,9; 2,2 м
Номинальный момент редуктора: 114000 фунтов на дюйм — 13,1 кНм
477
Рис. 2.30. Привод одноплечий ПШГНО 6-2,5
Редуктор двухступенчатый с передаточным число 29,4, с горизонтальной плоскостью разъема, с шевронными зубчатыми колесами. Особенностью редуктора является применение в качества опор кривошипного вала бронзовых подшипников скольжения; опоры двух других валов — цилиндрические роликоподшипники.
Впервые в нашей стране также начат серийный выпуск приводов с одноплечим балансиром, если не считать экспериментов многолетней давности по выпуску такого станка-качалки с пневматическим уравновешиванием. Одноплечий станок-качалка «Уралтрансмаша» типа ПШГНО6-2,5 (рис. 2.30).
Целый ряд узлов привода (траверса, шатуны, подвеска устьевого штока и др.) конструктивно аналогичны принятому за базовый приводу ПШГН8-3-5500 и не имеют существенных отли-
478
Рис. 2.31. Привод кривошипно-шкивной передвижной ПКШП-80
чий. Редуктор заимствован от ПШГНТ4-1,5-1400, но в него внесены некоторые конструктивные изменения, в частности, усилен ведомый вал.
Аналогичное оборудование выпускает завод «Редуктор» — это станки-качалки типов СКМР6-2,5 и СКМР12-3,5. Основные кинематические размеры приводов соответствуют станку-качалке М-1140-143-86 фирмы «Lufkin», а параметры и конструкция адаптированы к российским условиям и практике эксплуатации.
Станки-качалки оснащены надежными редукторами ЦЗНК-450М и ЦЗНК-500М с усиленным выходным валом на подшипниках качения, позволяющим реверсирование. Привод СКМР6-2,5 оснащен быстродействующим дисковым тормозом, шарнирно складывающейся верхней частью (стойка, балансир, траверса, шатуны), ручным приспособлением для перестановки длины хода без применения грузоподъемных средств.
Станки-качалки с одноплечим балансиром выпускаются также румынским заводом «Вулкан».
479
Технические характеристики
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН.80
Длина хода устьевого штока, м...............1,5—3,0
Номинальный крутящий момент (на тихоходном валу редуктора), кН-м.............40
Число ходов устьевого штока в мин...........2,7—8,4
Габаритные размеры в транспортном положении, мм......... 7850x2500x4000
Масса перевозимого груза, кг..................11000
Фирма «Lufkin» выпускает передвижной станок-качалку «РОУДРАНЕР» который перемещается к скважинам на прицепе рис. 2.32. Однако, в отличие от ПКШП-80 (рис. 2.31), «РОУД-
480
рдНЕР» выполнен по двуплечей баланирной схеме. Для уменьшения вертикального габарита установки при проведение транспортных операций стойка балансира выполнена сборношарнирной. Опорами установки при работе на скважине служат опорные плиты, с аутотригерами.
Технические характеристики
CM-456D-305-120
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН......138
Длина хода устьевого штока, м.............. 1,5—3,05
Номинальный крутящий момент
(на тихоходном валу редуктора), кН-м...........52,52
Габаритные размеры в транспортном
положении, мм...................... 9750x2286x4120
А = 4120, В = 457, С = 2286, D = 2743, Е = 9750
2.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром
Станки-качалки с фигурным балансиром ПФ8-3,5-4000 конструкции АзИНМАШ и УШН90-3,5-40 конструкции СПКТБ «Нефтегазмаш», г.Уфа [41]. На рис. 2.33. приведен общий вид станка-качалки ПФ8-3,5-4000 с фигурным балансиром, основные параметры которых соответствуют параметрам станков-качалок СК8-3,5-4000 см. табл. 2.2.
Характеристики станка-качалки ПФ8-3,5-4000 представлена в табл. 2.11.
Станки-качалки с фигурным балансиром по сравнению с обычными станками-качалками имеют следующие преимущества: за счет исключения узлов балансира с головкой и траверсной опоры металлоемкость станка уменьшена на 0,7 т; значительно снижена трудоемкость изготовления, улучшились условия эксплуатации и обслуживания; сложная конструкция узла балансира заменена на простую сварную конструкцию фигурного балансира, обеспечивающую освобождение устья скважины при ремонтных работах на скважине весьма простым и безопасным приемом; использована простоя сварная конструкция траверсы без подшипников качения; сравнительно
481
31 Ивановский
5500
Рис. 2.33. Общий вид станка-качалки ПФ8-3,5-4000
/ — рама; 2 — подвеска устьевого штока; 3 — стойка; 4 — фигурный балансир с опорами, 5 — траверса с шатунами; 6— редуктор: 7 — кривошип; 8 — противовесы; 9 — тормоз; 10 — электродвигатель; 11 — клиноременная передача; 12 —канат; 13 — спаренный траверсный канат; 14 — разъемное ограждение кривошипно-шатунного механизма
меньшее число сложных узлов обуславливает меньшее число очагов отказа; исключено влияние эффекта «ножницы» кривошипов; отсутствуют вибраций; длина фундамента уменьшена на 2 м.
Установка УШН90-3.5-40 имеет ряд конструктивных особенностей, исключающих недостатки существующих приводов:
1. Применен гибкий шатун переменной длины (шатун, траверса, канаты с зажимами);
2. Применена новая конструкция универсального балансира с эксцентриситетом на заднем плече;
482
3 Предусмотрен отвод балансира, двумя способами: в крайнее верхнее положение подъемной установкой и механизированный отвод в любую сторону на 90° ручным приводам, состоящим из зубчатой цилиндрической пары;
4. Для перемещения противовесов используется зубчатое зацепление (шестерня-рейка) с ручным приводом;
5. Применена новая конструкция уплотнений ведущего и ведомого валов редуктора с разнесенными манжетами резиновыми армированными, между которыми в пространстве набивается пресс-солидол;
6. Применение шатуна переменной длины с канатной подвеской траверсы к задней головке балансира позволило отказаться от использования подшипниковых узлов (опора подвески траверсы и крепление верхних головок шатунов к траверсе);
7. Для получения числа качаний балансира от 2,46 до 3,86 в минуту предусмотрено исполнение установки с применением двух клиноременных передач привода с промежуточной опорой;
8. Для регулировки длины хода устьевого штока от 0,6 до 3,5 метров на кривошипе выполнены 8 отверстий для крепления нижней головки шатуна;
9. Применено быстродействующее тормозное устройство с фиксатором;
10. Применена новая конструкция редуктора о зацеплением Новикова: первая ступень с разнесенными шевронными колесами, а вторая ступень — косозубая, обеспечивает повышение среднего ресурса до капитального ремонта с 53000 ч до 70000 ч;
11. Предусмотрен монтаж установки на железобетонных плитах, металлических эстакадах и свайном основании;
12. Предусмотрены две площадки с лестницами-стремянками для обслуживания балансира с опорой; площадка для обслуживания электродвигателя, клиноременных передач, промежуточной опоры, станции управления и тормозного устройства; площадка надредукторная для обслуживания траверсы.
В таблице 2.11 представлены технические характеристики установки.
На рис. 2.34 представлен общий вид установки УШН90-3,5-40.
483
Рис. 2.34. Установка УШН90-3,5-40:
1 — редуктор; 2 — площадка надредукторная; 3 — тормозное устройство; 4 — привод; 5— станция управления; 6 — рама; 7— ограждение кривошипно-шатунного механизма; 8 — кривошипно-шатунный механизм; 9— механизм перемещения противовеса; 10— подвеска устьевого штока; 11 — стойка; 12 — балансир универсальный; 13 — механизм отвода головка балансира; 14 — канат; 15 — шатун
484
2.2.1.3. Безбалансирные станки-качалки
Приводная часть безбалансирного станка-качалки (см. рис. 2.35) включая редуктор та же, что и у балансирного станка-качалки. Конструкция кривошипа у безбалансирного станка-качалки несколько иная — К-образной формы, с углом 30°. Последнее улучшает уравновешивание станка, снижает вес контргрузов. Грузы размещаются на кривошипе конструктивно так же, как и на кривошипе балансирного станка-качалки. Над устьем скважины, на наклонной стойке, расположен ролик, через который проходит гибкая подвеска, подсоединенная к траверсе, которая, в свою очередь, соединена с шатунами. Нижняя головка шатуна соединена с кривошипом. Место подсоединения можно изменить для регулировки длины хода точки подвеса штанг так же, как и у балансирного станка-качалки.
Безбалансирные станки-качалки выпущены с нагрузкой на головку балансира в 30 и 60 кН. Длина хода от 0,45 до 5 м. Крутящие моменты на выходном валу редуктора достигают 80 кН-м.
В шифре станков-качалок (например, СБМЗ-1,8-700) приняты следующие обозначения: СБМ — станок безбалансирный механического действия; 3 — нагрузка в точке подвеса штанг, тс; 1,8 — длина хода, м; 700 — крутящий момент, кгс-м.
Безбалансирные станки-качалки имеют меньшие металлоемкость и габариты по сравнению с балансирными. У них несколько лучшая характеристика движения точки подвеса штанг, при которой отклонения от гармонического колебания меньше, а следовательно, меньше ускорение точки подвеса штанг и инерционные нагрузки в установке. Однако недостаточная надежность гибкой связи сдерживает внедрение этих установок.
В безбалансирном станке-качалке (рис. 2.35) шатун и балансир заменяются гибкой связью [15]. Испытывалась гибкая связь различных конструкций — цепи, гибкая металлическая лента, несколько клиновых ремней, стальной канат. Однако практически все они оказались недолговечные, в связи, с чем требовались частые инерционные операции по замене этих элементов. В связи с этим безбалансирные станки-качалки в последнее время используются для пробной, кратковременной эксплуатации скважин. Уменьшенная масса безбалансирных станков-качалок
485
Рис. 2.35. Схема безбалансирного станка-качалки
1 — рама, 2 — стоика, 3 — сальниковый шток, 4 — канатный шкив, 5 — траверса и шатуны, 6 — кривошипы, 7 — редуктор, 8 — тормоз, 9 — электродвигатель, 10 — клиноременная передача
позволяет сделать это оборудование мобильным. Примером таких конструкций является привод передвижной типа ПКШП-80 (см. рис. 2.31).
2.2.2. РЕДУКТОРЫ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Общие технические характеристики редукторов приведены в табл. 2.7.
Редуктор основной механизм станка-качалки обеспечивает понижение (скорости) частоты вращения двигателя до необходимой на ведомом валу. Основной показатель редуктора крутящий момент на выходном валу и передаточное число.
Общие передаточные числа всех редукторов типа Ц2НС одинаковые, равные 37,946, типа Ц2НШ-730А-40, типа
486
ц2НШ-750А-37,18. Во всех редукторах впервые стала применяться зубчатая передача на основе зацепления М.Л. Новикова.
Редуктор типа Ц2НС имеет в быстроходной ступени раздвоенный шеврон, в тихоходной — косозубую передачу. Опоры ведущего вала — роликоподшипники с цилиндрическими роликами, опоры промежуточного и ведомого валов — конические роликоподшипники (рис. 2.36).
1040
Рис. 2.36. Редуктор Ц2НС-750 станка-качалки 7СК12
487
Редуктор типа Ц2НШ (рис. 2.37) выпускается по отраслевому стандарту 26-02-1200-75 и техническим условиям ТУ 26-16-5-76. В отличие от предыдущего типа тихоходная ступень выполнена шевронной с канавкой. Ведущий и промежуточный валы установлены на радиальных роликоподшипниках с короткими од-
Рис. 2.37. Редуктор Ц2НШ-730А
488
иорядными цилиндрическими роликами, а ведомый вал — на сферических двухрядных роликоподшипниках. Смазка зубчатых зацеплений — картерная, окунанием колес. Смазка опор быстроходного вала — картерная, разбрызгиванием, опор промежуточного и ведомого валов — принудительно картерная.
Кроме отличий в редукторах станки-качалки типов 6СК4-3-2500 и 6СК6-2,1-2500 отличаются от станков-качалок типов 6СК4-3-2500Ш и 6СК6-2,1-2500Ш конструкцией рам, траверс, стоек, ограждений, диаметрами шкива редуктора и тормозного шкива, а также диаметрами присоединительных отверстий кривошипа.
Станки-качалки типов 7CKI2-2,5-4000 и 7СК8-3,5-4000 по своей кинематике и конструкции аналогичны станку-качалке СКН10-3315 по ГОСТ 5866-56, но отличаются от него более рациональными параметрами и усовершенствованными узлами.
На каждом станке-качалке может быть получено до 54 вариантов значений частоты качаний устьевого штока, что позволяет в зависимости от условий эксплуатации выбрать оптимальный режим при минимальном потреблении электроэнергии. Это достигается за счет:
— возможности изменения передаточного числа редуктора (имеется три варианта);
— установки до 13 исполнений двигателей по частоте вращения и мощности;
— двух сменных шкивов на быстроходном валу редуктора и трех — на валу двигателя.
Главная особенность станков-качалок СКР заключается в применении в них современных трехступенчатых редукторов, типа ЦЗНК см. рис. 2.38. Редуктор соответствует ТУ2-ИБГУ-03-93. В конструкциях редукторов ЦЗНК предприятие постаралось максимально воплотить предложения эксплуатационников-нефтяников и требования стандарта API (Американского нефтяного института).
Основные достоинства и особенности редуктора следующие:
1. Передаточные числа могут меняться, составляя 63, 90 и 125, что позволяет снизить частоту качаний балансира до 1,7 в минуту.
2. Возможность изменения передаточного числа путем замены зубчатой пары входной ступени использованием комплекта
489
зубчатых пар, что осуществляется достаточно быстро и позволяет на работающем станке-качалке устанавливать необходимое число качаний в зависимости от текущего дебита скважины.
3. Применение вместо шевронной зубчатой передачи, трудоемкой в изготовлении и ремонте, термоулучшенной крупномодульной косозубой передачи с упорными кольцами, защищенной
Рис. 2.38. Редуктор типа ЦЗНК
490
российским патентом, в которой используется зацепление Новикова с патентованным в США исходным контуром, обладающей более высокой нагрузочной способностью.
4. Ведомый вал в редукторах с номинальным моментом до 16 кН м монтируется на подшипниках качения, что отражается в шифре буквой «К», например, ЦЗНК-355К. В более мощных редукторах ведомый вал может монтироваться на 4 опорах для более равномерного распределения нагрузки. В качестве опор применены подшипники скольжения, более дешевые, простые при сборке-разборке и надежные в эксплуатации. Такие редукторы получают в шифре букву «С», например, ЦЗНК-450С. Смазка этих подшипников осуществляется вращением колес по каналам в плоскости разъема подшипников. На других валах применены стандартные подшипники качения, смазываемые барботажным способом. Для разгрузки подшипников от осевой нагрузки в выходной и промежуточной передачах введены упорные гребни.
Для станков-качалок с одноплечим балансиром типа Mark II редукторы имеют увеличенный диаметр выходных валов, установленных на подшипниках качения.
5. Масса редукторов ЦЗНК при равных нагрузочных характеристиках до 25—30% меньше по сравнению с редукторами Ц2НШ.
6. Возможность применения электродвигателей с меньшей мощностью, чем в станках-качалках типа СК, позволяет снизить потребление электроэнергии.
В станках-качалках применяются следующие редукторы:
СКРЗ-1,2 ЦЗНК-280 (Мкр= 7,1 кНм; i= 127,32; 89,33; 62,19); СКР4-2Д ЦЗНК-355 (М^= 16,0 кНм; i = 127,32; 89,30; 66,53); СКР5-3 ЦЗНК-450 (Мкр = 31,5 кНм; i = 123,21; 90,36; 61,61); СКРб-2,1 ЦЗНК-450 (Мкр= 31,5 кНм; /= 123,21; 90,36; 61,61); СКР8-3 ЦЗНК-500 (Мкр= 56,0 кНм; i = 123,24; 86,46; 64,40); СКР12-3 ЦЗНК-500 (МРкр= 56,0 кНм; i = 123,24; 86,46; 64,40). Присоединительные размеры выходных концов валов редукторов ЦЗНК идентичны концам валов применяемых редукторов, что позволяет использовать их в действующих станках-качалках без существенных переделок лишь с небольшими изменениями крепления редуктора и тормоза к раме.
Передаточные числа формируются, как показано в таблице 2.13.
491
Таблица 2 13
Номинальное передаточное число редуктора Передаточное число ступеней
Входной Промежуточной Выходной
63 2,5 — —
90 3,5 5,0 5,0
125 5,0
Рис. 2.39. Трехступенчатый коническо-цилиндрический редуктор Ц2НШ-315
492
Конструктивная схема трехступенчатого коническо-цилиндрического редуктора Ц2НШ-315 показана на рис. 2.39
На рис. 2.40 представлена конструкция редуктора привода ПШГН. Основные особенности редуктора перечислены ниже.
Рис. 2.40. Редуктор привода ПШГН
Зубчатые передачи с зацеплением системы Новикова, с двумя линиями зацепления. Валы установлены на сферических роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами. Смазка зубчатых передач производится путем окунания колес в масляную ванну картера. Смазка подшипников осуществляется закладкой консистентной смазки при сборке, а в последующем — периодически. Фиксация промежуточных валов обеспечивается Упорными шайбами.
493
В тумбовой модификации привода ПШГНТ применяется редуктор с наклонной плоскостью разъема корпуса редуктора (рис. 2.41) [41].
Рис. 2.41. Редуктор привода ПШГНТ 4-1,5-1400
494
2.2.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ И ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ ПРИВОДЫ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Гидропривод (рис. 2.42) скважинной штанговой насосной установки состоит из двигателя с силовым насосом 1, 2, подающего рабочую жидкость (обычно масло) к органам, регулирующим режим работы исполнительного механизма, т.е. к регулируемому дросселю 4 и перепускному клапану 7, а затем к золотнику 6, распределяющему потоки жидкости, и к самому исполнительному механизму 5. Исполнительный механизм может совершать возвратно-поступательное движение, как это показано на рис. 6, или вращательное. При возвратно-поступательном движении рабочая жидкость подается последовательно к полости цилиндра исполнительного механизма по одну и по
другую сторону поршня, или периодически в одну полость цилиндра. Далее жидкость отводится от исполнительного механизма через золотник в емкость 9, из которой она вновь забирается
насосом. Емкость может быть негерметичной, и тогда у приема насоса поддерживается атмосферное давление. При герметичной емкости 10 в ней может поддерживаться повышенное давление. Применение герметичной емкости облегчает создание равномерной загрузки привода насоса за рабочий цикл — ход поршня в одну и другую сторону. Емкости обычно оборудованы фильтрами, магнитными уловителями металлических продуктов износа, стружек. В схеме предусмотрен предохранительный клапан 8, который при повышенном опасном давлении соединяют перепускной канал с емкостью 9. В гидроприводе имеется фильтр 3.
Управление золотником 6 может быть ручное и автоматическое. В последнем случае привод золотника управляется сиг
Рис. 2.42. Типовая схема
гидропривода
налами, поступающими от механических
датчиков, расположенных на штоке испол
495
нительного механизма, или датчиков давления, подключенных к трубопроводам системы. Насос в гидроприводе обычно акси-ально-поршеньковый при использовании в приводе в качестве рабочей жидкости масла. Регулировка режима работы исполнительного механизма при схеме гидропривода, приведенной на рис. 2.42, выполняется следующим образом. Уменьшая проходное сечение в регулируемом дросселе 4, повышают сопротивление потоку в нем и в трубопроводе, расположенном между насосом и дросселем. При повышении давления перепускной клапан 7 приоткрывается и перепускает часть жидкости, подаваемой насосом 2, на сброс в емкость 9. В результате к исполнительному механизму будет поступать меньше жидкости, и скорость передвижения поршня исполнительного механизма уменьшится. Открывая дроссель и уменьшая в нем сопротивление, можно ускорить движение поршня 5. При изменении нагрузки на исполнительный механизм автоматически меняется давление на выкиде насоса и при соответствующей регулировке перепускного клапана сохраняется или изменяется режим его работы.
Гидро- и пневмопривод установок штанговых насосов в принципе имеют одну схему основного узла, приводящего штанги в движение. Штанги соединяются штоком с поршнем, расположенным в цилиндре. Шток проходит через сальник. Подавая жидкость или воздух высокого давления под поршень, осуществляют движение штанг вверх. Вниз штанги движутся под действием сил тяжести так же, как и при механическом приводе.
Пневмопривод применяется некоторыми зарубежными фирмами в скважинах с малой глубиной подвески насоса и при малых подачах.
Гидропривод получил более широкое применение.
На рис. 2.43, а показаны схемы установки фирмы «Викерс» и на рис. 2.43, б установки, разработанные в России [15].
Приводной цилиндр 3 с поршнем крепится на фланце скважины. К поршню подсоединен полированный шток 2, проходящий через сальник 1. На штоке подвешена колонна штанг. В установке имеется система гидропривода А, подающего жидкость попеременно в рабочую полость цилиндра и в уравновешивающий аккумулятор 5. Уравновешивающий аккумулятор в гидроприводе позволяет создать равномерную загрузку приводного электродвигателя и уменьшить потребляемую мощность. Насос
496
Рис. 2.43. Схемы гидрокачалок
системы гидропривода подает рабочую жидкость под поршень, поднимая колонну штанг.
Рабочая жидкость при этом поступает на прием насоса под напором из аккумулятора, где поддерживается постоянное давление. Давление поддерживается сжатым газом, находящимся над уровнем жидкости в аккумуляторе. В конце хода вверх элементы управления 4 установкой переключают систему гидропривода на подачу рабочей жидкости из рабочего цилиндра в аккумулятор. При этом опускающиеся штанги тянут поршень 3 вниз, и он создает давление жидкости в цилиндре, подавая ее на прием силового насоса системы гидропривода. Таким образом, насос работает с подпором и при подаче рабочей жидкости в аккумулятор. Давление рабочей жидкости в аккумуляторе подбирается в таких пределах, чтобы двигатель работал с постоянной мощностью при ходе штанг вверх и вниз.
Для обеспечения стабильности работы системы уравновешивания в схеме установки фирмы «Викерс» имеется компрессор 7
32 Ивановский
497
для поддержания постоянного давления в аккумуляторе и пополнения утечек газа. Утечки рабочей жидкости пополняются вспомогательным насосом 6.
Схема, принятая для уравновешивания, использует вес НКТ. Для этого на скважине имеется уравновешивающий цилиндр 8, в котором ня поршне 9 подвешены НКТ. Система гидропривода подает жидкость попеременно в рабочий и уравновешивающий цилиндры, а вес штанг или НКТ создает подпор на приеме насоса системы гидропривода. Конструктивно эта установка выполнена так, что все оборудование, включая систему управления и бак с рабочей жидкостью, крепится на фланце обсадной колонны скважины.
Установки с гидроприводом обеспечивают большие длины хода плунжера скважинного насоса, управление набором скорости штангами, легкое регулирование режима работы штанговой установки (изменение числа ходов). При гидроприводе металлоемкость установки резко сокращается.
При больших длинах хода штанг длина движения НКТ у гидрокачалки (см. рис. 2.43, б) невелика, примерно 0,5 м, так как диаметр уравновешивающего поршня значительно больше диаметра поршня рабочего цилиндра. Конечно, движение НКТ при длительной эксплуатации таких установок может привести к истиранию муфт НКТ и порче обсадных колонн. Но небольшие скорость и длина хода НКТ позволяют авторам этой конструкции говорить о необоснованности таких опасений.
Применение гидропривода требует значительно большего внимания при обслуживании установок, чем балансирные станки качалки. Особого внимания требуют уплотнения движущихся частей и насос системы гидропривода. Поэтому установки с гидроприводом, несмотря на малую металлоемкость, видимо будут неконкурентоспособны с балансирными станками-качалками малой мощности при длинах хода до 2,5—3,5 м.
Основные параметры с гидроприводом следующие: установка АГН-Л имеет наибольшую длину хода точки подвеса штанг 2,2 м, нагрузку до 60 кН, массу 1550 кг; установка АГН-С имеет соответственно 3,5 м, 80 кН и 2000 кг [15].
Установка имеет следующие основные узлы (рис. 2.44).
1. Силовой орган гидроцилиндр 1, поршень 2 которого посредством штока 3 и колонны штанг 4 связан с плунжером глубинного насоса 5.
498
2. Уравновешивающее устройство - трубный гидроцилиндр 6, поршень которого связан штоком 7 с верхней траверсой и двумя тягами 8. Последние в свою очередь посредством нижней траверсы соединены с колонной насосно-компрессорных труб Р, к нижней части которой крепится цилиндр глубинного насоса 10.
3. Привод, состоящий из силового насоса 11, перекачивающего жидкость из бака 12 попеременно в верхние полости гидроцилиндров. Коммутация потоков, жидкости осуществляется силовым золотником 13. Кроме того, установка имеет систему реверсирования (на схеме не показана), переключающую силовой золотник при достижении поршнями крайних положений, а также систему компенсации утечек, обеспечивающую постоянство объема рабочей жидкости в под-порпшевых полостях гидроцилиндров.
Установка работает следующим образом: подаваемая насосом из бака рабочая жидкость через золотник направляется в верхнюю полость штангового гидроцилиндра. При
Рис. 2.44. Штанговая гидроприводная установка с использованием в качестве уравновешивающего груза колонны насосно-компрессорных труб
этом поршень перемещается вниз, а вместе с ним и шток, колонна штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость
499
из нижней (штоковой) полости цилиндра по трубопроводу вытесняется в нижнюю полость трубного цилиндра и перемещает его поршень вверх. Вместе с ним перемещается вверх и связанный посредством штока, тяг и колонны насосно-компрессорных труб цилиндр глубинного насоса. Таким образом плунжер движется вниз, а колонна труб вверх — происходит ход всасывания. При подаче рабочей жидкости в верхнюю полость трубного гидроцилиндра поршень, а вместе с ним колонна НКТ и цилиндр глубинного насоса перемещаются вниз. Рабочая жидкость из подпоршневой полости трубного цилиндра вытесняется в штанговый цилиндр, поршень которого перемещается вверх. Вместе с поршнем перемещается колонна штанг и связанный с ней плунжер глубинного насоса. Плунжер при этом перемещается вверх, а цилиндр вниз — происходит ход нагнетания.
Для соединения подвижной колонны насосно-компрессорных труб с трубопроводом применяется гибкий шланг 14. Герметизация колонны насосно-компрессорных труб осуществляется посредством уплотнения, через который пропущен шток штангового цилиндра. Герметизация затрубного пространства осуществляется посредством уплотнения, установленного на фланце обсадной колонны.
Как следует из описания установки, для ее нормальной работы необходимо поддерживать объем рабочей жидкости в подпоршневых полостях постоянным. Для компенсации утечек как во внутренние полости цилиндров, так и в атмосферу в установке предусмотрена система компенсации утечек, состоящая из управляющего клапана и вспомогательного насоса. При уменьшении объема рабочей жидкости меньше допустимого поршень штангового цилиндра сжимает клапан, который в свою очередь включает вспомогательный насос, заполняющий маслом подпоршневую полость до необходимого объема.
2.2.4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДЛИННОХОДОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Длинноходовые скважинных насосные установки (ДСНУ) для добычи нефти, разработанные и практически освоенные в настоящее время за рубежом, имеют ряд отли-
500
Рис. 2.45. ДСНУ мачтового типа фирмы Oilwell
чительных особенностей. Во всех установках используется грузовой тип уравновешивания, для практической реализации которого применяются дополнительные устройства: мачта или шурф- Поэтому все рассматриваемые приводы ДСНУ по конструктивному признаку можно разделить на две группы: высокопрофильные (мачтовые) и низкопрофильные. Колонна штанг перемещается с помощью каната, троса или ленты, ремня или цепи, намотанных на барабан, реверсивно вращаемый электродвигателем через редуктор или с приводом от гидромотора. Уплотнение полированного штока в установках мачтового типа расположено так же, как у обычных ШСНУ, а в установках с шурфом — в верхней части колонны труб или непосредственно над скважинным насосом.
Одна из первых ДСНУ мачтового типа была изготовлена фирмой Oilwell под шифром 3534. Наверху мачты (на высоте 15,7 м) размещаются два барабана, вращающихся на одном валу (рис. 2.45). На одном барабане канат удерживает подвеску колонны штанг; а на втором — поддерживается контргруз при движении вверх и вниз вдоль мачты. Вал барабана приводится во вращение редуктором с приводом от электродвигателя, также смонтированного наверху мачты, что делает установку более компактной, но затрудняет ее монтаж и обслуживание. Конструкция барабана обеспечивает плавное изменение направления движения полированного штока, что позволяет избежать пиковых нагрузок на вал электродвигателя [33].
Установка фирмы Oilwell имеет следующие технические характеристики:
501
Максимальная длина хода, м.......10,36
Подача насоса, м3/сут.......... 100—200
Напор, м...........................1500
Число ходов в минуту..................5
Потребляемая мощность, кВт.......56—112
Масса установки, т............14,7—16,4
По данным фирмы, применение установок обеспечивает: сокращение количества аварий со штангами из-за уменьшения знакопеременных циклов нагружения; снижение динамических нагрузок благодаря большой длине хода и постоянной скорости движения штанг; лучшие показатели при перекачке вязкой жидкости; более низкие пиковые крутящие моменты, увеличение срока службы скважинного насоса; высокий коэффициент использования мощности; полную автоматизацию работы системы.
Фирмой «Axelson» разработанны ДСНУ мачтового типа с высотой мачты 30 м. Цилиндр скважинного насоса установки состоит из четырех соответственно обработанных, хромированных труб длиной 7,2 м каждая, соединенных специальными муфтами [33].
Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м..........24
Подача насоса, м3/сут...............70
Число ходов в минуту.................3
В результате испытаний установок получено сокращение количества обрывов штанг, увеличение срока службы скважинного насоса, удешевление процесса подземного ремонта, так как для проведения спуско-подъемных операций использовался собственный привод.
Типичными представителями ДСНУ мачтового типа являются установки фирмы Маре (рис. 2.46). Основу привода составляет мачта высотой до 16 м в зависимости от типа и назначения установки. Связь между полированным штоком, двигателем и контргрузом осуществляется канатом. В качестве привода в установке используется гидродвигатель с низкой частотой враще-
502
10
11
12
13
Рис. 2.46. ДСНУ фирмы Маре
1 — электродвигатель; 2 — вал; 3 — насос; 4 — гидролинии; 5 — лебедка; 6 — гидромотор; 7 — мачта; 8 — контргруз; 9, 10— канат; 11 — траверса; 12 — полированный шток; 13 — устьевой сальник; 14 — колонна штанг; /5 — НКТ; 16— цилиндр насоса; 17 — плунжер; 18 — фильтр
ния. Работу гидродвигателя обеспечивает малогабаритный насос с регулируемой подачей и электродвигатель. Применение гидродвигателя обеспечивает плавное регулирование хода полированного штока, снижение динамических нагрузок на колонну штанг и увеличение сроков службы оборудования.
Технические характеристики
Максимальная длина хода, м.......2,5—10
Подача насоса, м3/сут............80—300
Напор, м.......................400—1500
Число ходов в минуту..............0,5—5
Потребляемая мощность, кВт....37,3—167,8
Масса установки, т.............7,9—31,5
503
Наибольший эффект достигается при эксплуатации установок на континентальном шельфе.
ДСНУ мачтового типа, разработанная в АзИНмаше, содержит электромеханический привод с реверсивным электродвигателем, установленным на мачте. Уравновешивание установки обеспечивается с помощью контргрузов, перемещающихся по направляющим мачт, длина хода плунжера 6—10 м, грузоподъемность установки 8—10 т. Установка обеспечивает эксплуатацию и ремонт скважины без применения агрегата для подземного ремонта.
Высокопрофильные (мачтовые) ДСНУ (фирмы Маре, Oilwell и др.) предназначены для работы с устьевым штоком и сальником обычной конструкции. К их достоинствам относятся: отсутствие дополнительного шурфа для противовеса, возможность применения противовесов из железобетона, проведения ремонта скважин без применения агрегата для подземного ремонта. Недостатками мачтовых ДСНУ являются большие удельные масса и габариты, сложность обслуживания, ограничение хода плунжера 10—12 м. Последнее обстоятельство сильно снижает эффективность применения ДСНУ с мачтовым приводом и поэтому более перспективными с точки зрения получения максимального эффекта являются установки с низкопрофильным приводом и гибким тяговым органом, длина хода плунжера которого практически не ограничена.
С целью уменьшения габаритов привода установки ряд фирм отказались от использования мачт, а контргруз был опущен в шурф, специально пробуренный рядом со скважиной. Типичным представителем такой установки является установка Alpha-1 (рис. 2.47) фирмы Bethlehem Steel.
Барабан лебедки приводится во вращение через стандартный редуктор трехфазным асинхронным двигателем мощностью 40 кВт. Направление вращения двигателя механически переключается при движении плунжера насоса вверх и вниз. Особенность этой установки в том, что барабан лебедки снабжен спиральным желобом для троса или эксцентриками, благодаря которым трос увеличивает свой пробег и которые позволяют изменять радиус барабана в конце каждого хода плунжера, снижать скорость, а, следовательно, инерционные нагрузки. Эксцентриковая система намотки троса позволяет изменять величину крутящего момента на валу
504
Рис. 2.47. ДСНУ Alpha-I фирмы Bethlehem Steel
1 — полированный шток; 2 — трос; 3 — направляющий шкив; 4 — эксцентрики; 5 — барабан лебедки; 6 — контргруз
3
4
5
двигателя и тем самым обеспечивать плавную остановку подвесной системы и реверсирование ее движение в конце каждого хода. В течение периода времени, когда плунжер движется по инерции вниз, двигатель выключен и включение его для обеспечения обратного движения происходит только тогда, когда инерционные нагрузки полностью снимаются. В результате такая установка полностью сбалансирована, и двигатель в течение почти всего хода плунжера потребляет постоянную мощность.
Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м.... 12
Подача насоса, м3/сут...........90
Напор, м.......................800
Число ходов в минуту.............3
Потребляемая мощность, кВт......40
Глубина шурфа, м............. 16,5
Диаметр шурфа..................0,9
Результаты исследований показали, что использование каната в качестве гибкого тягового органа приводит к увеличению габаритов привода установки, так как для обеспечения долго
505
вечности и надежности работы каната необходимо обеспечить соотношение диаметра каната к диаметру барабана порядка 1:100. Диаметры приводных барабанов и направляющих роликов всех перечисленных установок составляют 1,5—2 м. Один из способов решения этой проблемы предложила фирма National Supply (США), разработавшая ДСНУ Liftronic (рис. 2.48), в которой в качестве тягового органа используется грузовая пластинчатая цепь. В результате этого диаметр барабана и роликов уменьшился до 0,3 м, что привело к снижению габаритов установки.
В приводе установки имеются два барабана, смонтированных на валу редуктора. На барабаны намотаны цепи: одна связана с полированным штоком, другая — с противовесом. Редуктор смонтирован на станине вместе с электродвигателем и соединен с ним ременной передачей. По достижению полированным штоком заданного положения, определяемого микропроцессором, двигатель установки отключается, после чего вращение двигателя реверсируется. Технические характеристики установки: максимальная длина хода — 9,14 м; число ходов в минуту — 1,5—3; максимальная нагрузка на полированный шток — 54 кН; высота привода — 2,18 м; масса привода — 1724 м; масса противовеса — 4082 м; глубина шурфа — 15 м; диаметр шурфа — 0,61 м.
Рис. 2.48. ДСНУ Liftronic:
1 — контргруз; 2 — обсадная труба; 3 — механическая часть ДСНУ; 4 — блок управления; 5 — выкидная линия; 6 — устьевой сальник; 7 — НКТ; 8— колонна штанг; 9— насос; 10 — всасывающий клапан
506
Небольшие габариты установки делают ее особенно пригодной для эксплуатации скважин, находяшихся на территории населенных пунктов.
Привод малогабаритной установки (рис. 2.49) фирмы Western поставляется в полностью собранном виде. Основные элементы привода: лебедка с гидроприводом; подвижное уплотняющее устройство в трубной сборке, имеющее полированную внутреннюю поверхность; противовес. Лебедка имеет барабан диаметром 2083 мм, который вращается шестью гидромоторами, кана-тонавивочный блок, обеспечивающий соосность каната со стволом скважины. Уплотняющее устройство представляет собой манжетный плунжер глубинного насоса, соединенный с канатом и колонной штанг 146].
Рис. 2.49. ДСНУ фирмы Western
J — контргруз, 2 — подвижное уплотняющее устройство; 3 — перемещающаяся канатонавивочная система; 4 — гидравлическая передача; 5 — барабан с резиновой обшивкой; 6 — направляющая для перекатки; 7— электродвигатель мощностью 200 л.с ; 8 — гидробак
507
Технические характеристики установки
Максимальная длина хода, м..........27
Число ходов в минуту...............2,5
Максимальная нагрузка на полированный шток, кН...........157
Мощность привода, кВт..............150
Высота привода, м..................2,7
Масса привода, кг................11800
Масса противовеса, кг............11000
Глубина шурфа, м....................46
Диаметр шурфа, м..................0,76
Результаты технико-экономического анализа ДСНУ с мачтой и шурфом показывают, что масса, приходящаяся на один кВт установленной мощности установок с мачтой в 3—4 раза больше, чем установок с шурфом, причем она мало меняется с изменением нагрузки в точке подвеса. Значения удельной массы установки фирмы Western выше, чем установки Liftronic, за счет того, что длина хода насоса установки фирмы Western почти в 3 раза больше, чем установки Liftronic.
С увеличением грузоподъемности установок масса, приходящаяся на каждый метр длины хода установок мачтового типа, примерно в 5 раз больше, чем установок с шурфом. Длину хода установок с мачтой, очевидно, нецелесообразно принимать более 10 м по двум причинам. Во-первых, сильно возрастает масса установки. Во-вторых, возникают затруднения с изготовлением цельного полированного штока и, следовательно теряется одно из основных преимуществ такого типа установок.
С точки зрения металлоемкости и габаритов более экономичными являются установки с заглубленным противовесом. Однако работы, связанные с бурением шурфов, вызывают дополнительные трудности для промысловиков. Кроме того, к недостаткам этого типа установок следует отнести наличие динамического сальника на устье скважины.
Другим направлением работ в области совершенствования привода ДСНУ является использование для перемещения колонны штанг гидропривода. Фирмой Canadian Foremost ведется
508
разработка конструкции установок с пневмоуравновешиванием и электронным контролем. Установка имеет гидроцилиндр, расположенный непосредственно над устьем скважины. На одном штоке с поршнем гидроцилиндра смонтирован поршень пневмоцилиндра. Несмотря на то, что максимальная длина хода этих установок не превышает 5,8 м, их высота достигает 21 м. Интересна эта установка тем, что в ней применена пневматическая система уравновешивания, которая может быть использована в ДСНУ с механическим приводом, более надежным в условиях промыслов, чем гидропривод.
Наряду с зарубежными фирмами в странах СНГ также проводилась работа по созданию отечественной ДСНУ.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина предложена схема механического привода ДСНУ с гибким тяговым органом и гид-ропневматическим уравновешиванием (рис. 2.50). Привод состоит из реверсивного электродвигателя, муфты-тормоза, чер-
Рис. 2.50. Привод ДСНУ ГАНГ им. И.М. Губкина:
1 — электродвигатель; 2 — муфта-тормоз, 3 — канат; 4 — червячная передача; 5 — емкость с маслом; 6 — барабан; 7 — насос-мотор; 8 — пневмогидравлический аккумулятор; 9— винтовой механизм перемещения барабан
509
вячной передачи, колесо которой установлено на одном валу с барабаном. На барабан наматывается канат, связанный с глубинным насосом. С целью обеспечения соосности каната с устьевым сальником барабан выполнен подвижным и перемешается вдоль вала с помощью винтового механизма. Механизм уравновешивания включает насос-мотор, механически связанный с приводным валом червячной передачи и гидравлически связанный с гидропневматическим аккумулятором и масляной емкостью.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина рассматривались различные варианты схем уравновешивания ДСНУ. Принятые в зарубежной практике системы грузового уравновешивания для ДСНУ с низкопрофильным приводом не удовлетворяют требованиям нефтяников-промысловиков. Поэтому была предложена схема с грузовым уравновешиванием типа кривошипного уравновешивания балансирных приводов, которая реализуется с помощью двух редукторов от станков-качалок. Эта система может применяться в ДСНУ при неглубоких (порядка 500—700 м) подвесках скважинного насоса. Кроме того, рассмотрена возможность применения системы с инерционным уравновешиванием, основанной на использовании кинетической энергии вращающегося маховика, а также с пружинным и гидропневматическим уравновешиванием, защищенные авторскими свидетельствами.
Основными преимуществами низкопрофильных ДСНУ, в которых гибкий тяговый канат (цепь, лента) наматывается на барабан, являются: небольшие удельные масса и габариты; удобство транспортировки, монтажа и обслуживания; возможность создания установки с неограниченной длиной хода.
Основными недостатками низкопрофильных ДСНУ являются низкая надежность работы гибкого тягового органа, подверженного переменным растягивающим и изгибным нагрузкам с большим числом циклов 2-106, в связи с намоткой на барабан, а также наличия внутрискважинного уплотнения, усложняющего устьевой сальник. Общим недостатком низкопрофильных приводов с грузовым уравновешиванием (установки Liftronic и Alpha-1) является необходимость устройства глубокого шурфа, в котором перемещается контргруз [33, 46, 47, 48].
510
2.2.5. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СШНУ
Подвески устьевого штока ПСШ предназначены для соединения устьевого штока с приводом штангового скважинного насоса. Позволяют исследовать работу скважинного штангового насоса с помощью динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса.
Предусмотрена возможность применения подвесок в условиях умеренной и холодной (район 1а) климатических зон [42, 45].
Схема подвески представлена на рис. 2.51.
Рис. 2.51. Подвеска ПСШ устьевого штока:
1 — нижняя траверса; 2 — плашки каната; 3 — пружина плашек; 4 — винт опорный; 5 — верхняя траверса; 6 — плашка штока; 7 — пружина плашек штока; 8 — сальниковый шток; 9 — канат
Штанговращатель
Штанговращатель — механическое приспособление, закрепляемое на устьевом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира (рис. 2.52).
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истира-
511
ния штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случае применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках труб (табл. 2.14).
Рис. 2.52. Штанговрашатель ШВЛ-10:
1 — устьевой шток, 2 — гайка накидная, 3 — сухарь, 4 — червячная втулка, 5— крышка, 6— корпус, 7— подшипники, 8— кольцо уплотнительное, 9 — гайка, 10— втулка распорная, 11 — грузовой винт, 12 — винт подъемный, 13 — гайка, 14 — червячное колесо, 15 — храповик, 16 — собачка верхняя, 17 — рычаг, 18 — собачка нижняя, 19 — нижняя траверса, 20 — масленка, 21 — болт специальный, 22 — втулка, 23 — ось нижняя
512
Штоки сальниковые устьевые ШСУ
Предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Применяется в районах с умеренным и холодным климатом.
Таблица 2.74
Технические характеристики подвески устьевого штока
Показатели псш-з ПСШ-6 ПСШ-15
Наибольшая допустимая нагрузка, кН 30 60 150
Диаметр устьевого штока, мм 31 31 36
Диаметр каната, мм 16 22,5 25,5
Габариты, мм:
длина 250 285 300
ширина 86 100 108
высота 195 210 245
Масса, кг:
в собранном виде 14 23 41
полного комплекта 16 26 44
Изготавливаются из круглой холоднотянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40.
Химический состав и технические требования для стали регламентируются ГОСТ.
Чистота поверхности сальниковых штоков обеспечивается заводом — поставщиком калиброванного проката.
Калиброванный прокат, из которого изготавливаются штоки, поставляется в состоянии нормализации; штоки не проходят дополнительную термическую обработку,
Сальниковые штоки изготавливаются трех типоразмеров табл. 2.15. Для соединения с насосными штангами используются штанговые муфты, серийно выпускаемые заводами-изготовителями насосных штанг.
33 Ивановский
513
Технические характеристики ШСУ
Таблица 2 15
Показатели ШСУЗ1-2600 ШСУ31-4600 ШСУ36-5600
Наибольшая нагрузка на шток, кН 65 65 100
Присоединительная резьба насосных штанг, мм ШН22 ШН22 ШН25
Габариты, мм диаметр 31 31 36
длина 2600 4600 5600
Масса, кг 15 27 46
Рис. 2.53. Сальник устьевой СУС1-73-31:
1 — ниппель, 2 — гайка накидная, 3 — втулка, 4 — крышка шаровая, в — крышка головки, 6 — втулка верхняя, 7 — кольцо нажимное, 8, 10 — манжеты, 9 — головка шаровая, 11 — кольцо опорное, 12 — втулка нижняя, 13 — кольцо, 14 — гайка, 15 — тройник, 16 — болт откидной, 17 — палец
514
Сальники устьевые СУС (рис. 2.53) предназначены для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.
Отличительная особенность сальника- наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника (несущей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, исключает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника, одновременно облегчает смену набивки.
Сальник рассчитан на повышенные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.
Устьевые сальники изготавливаются двух типов (табл. 2.16):
1. СУС1 — с одинарным уплотнением (для скважин с низким статическим ским уровнем и без газопроявлений)
2. СУС2 — с двойным уплотнением (для скважин с высоким статическим уровнем и с газопроявлениями).
Таблица 2.16
Технические характеристики устьевых сальников
Показатели СУС 1-73-31 СУС2-73-31
Присоединительная резьба, мм 73 73
Диаметр устьевого штока, мм 31 31
Наибольшее давление (при неподвижном штоке и затянутой сальниковой набивке), МПа 7 14
Рабочее давление (при неподвижном штоке), МПа 4 4
Габариты, мм 340x182x407 340x182x526
Масса, кг 21 24
Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и иссле
515
довательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.
В оборудовании устья типа ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить, исследовательские работы через межтрубное пространство (рис. 2.54).
Запорное устройство оборудования — проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок (см. рис. 2.54).
Рис. 2.54. Оборудование устьевое ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ:
/ — крестовина; 2 — конусная подвеска; 3 — резиновые уплотнения, 4 — разъемный фланец, 5 — патрубок, 6 — троиник, 7— задвижка, 8 — устьевой сальник СУС2, 9, 11 — обратный клапан; 10 — кран; 12 — пробка
Подъемные трубы подвешены на конусе. Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.
516
В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.
Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами табл. 2.17.
Таблица 2.17
Технические характеристики устьевого оборудования
Показатели ОУ-140-146/168-65Б ОУШ-65/50Х 140
Рабочее давление, МПа — в арматуре 14 14
— в устьевом сальнике при остановившемся станке-качалке 14 14
— при работающем станке-качалке 4 4
Тип запорного устройства — ствола Кран пробковый проходной типа КППС —
— боковых отводов То же Вентиль угловой с Dy = 50 мм, Рр= 14 МПа
Рабочая среда Не коррозионная Нефть, газ, газоконденсат
Габариты, мм 2100x430x996 1100x680x950
Масса, кг 450 200
Оборудование устьевого типа ОУШ-65/50Х 140 и ОУШ-65/ 50Х Х140ХЛ состоит из корпуса (рис. 2.55), в котором размещена муфтовая подвеска, обеспечивающая подвешивание колонны подъемных труб. На подвеске установлены сальниковые устройства для герметизации штока скважинного насоса и отвод с вентилем, предназначенный для пропуска в затрубное пространство скважинных приборов.
Эксплуатация скважины осуществляется через боковой отвод трубной головки, на котором установлены быстросъемный дроссель и запорный угловой вентиль. Второй боковой отвод с вентилем сообщен с затрубным пространством.
517
Рис. 2.55. Оборудование устьевое ОУШ-65/50Х 140 и ОУШ-65/50Х 140 ХЛ:
1 — корпус, 2 — трубная подвеска, 3 — сальник устьевой
При обрыве штока скважинного насоса конструкция сальникового устройства обеспечивает перекрытие его прохода, предотвращая излив жидкости из скважины
Для сброса избыточного давления в затрубном пространстве в выкидную линию в муфтовой подвеске предусматривается перепускной клапан.
518
2.2.6. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ТОЧКЕ ПОДВЕСА ШТАНГ
Нагрузка в точке подвеса штанг балансирного станка-качалки обусловлена:
1) статическими нагрузками от силы тяжести жидкости и штанг, сил трения плунжера в цилиндре и штанг о трубы;
2) силами инерции движущихся масс, возникающими при движении с ускорением колонны штанг, и столба жидкости;
3) динамическими нагрузками, возникающими в результате, вибрации штанг.
Практическое значение имеют суммарные минимальные и максимальные нагрузки на штанги, величина которых может быть определена либо непосредственно изменениями динамометри-рованием, либо рассчитана.
Как уже было показано, максимальная величина статической нагрузки будет при ходе штанг вверх
Р = Р + Р ,
СТ ж ШТ ’
где Рж — сила тяжести жидкости, находящейся над плунжером; Ршт — тяжести штанг в жидкости.
Приняв для упрощения расчетов глубину спуска насоса равной динамическому уровню, можно записать
Р = q L + q Lb , ст *шт у 7
где <?ж — вес 1 м столба жидкости над плунжером глубинного насоса; </шт — вес 1 м штанг (с учетом веса муфт) в воздухе; L — длина штанг; ft = 1 — рж/ршт (здесь ршт, рж — плотность материала штанг и жидкости).
Силой трения штанг о трубы можно, как показывают исследования, пренебречь, если искривление скважины не превышает 5—6°. Силы инерции могут быть определены по формуле
Р = MI , (2.76)
где М — масса движущихся деталей, /тах — максимальное ускорение точки подвеса штанг.
519
Поскольку откачиваемая жидкость сжимаема вследствие наличия растворенного и свободного газа, то в расчете может учитываться только масса штанг М = P^Jq.
С учетом сил инерции максимальная нагрузка в точке подвеса штанг будет
max
= р + Р ь +Р
ж шт у ' * шт
Sn2
1440'
(2.77)
Динамическая нагрузка при ходе штанг вниз
2.2.7. УРАВНОВЕШИВАНИЕ БАЛАНСИРНЫХ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Как уже отмечалось, равномерная нагрузка приводного двигателя штанговой глубиннонасосной установки возможна только при наличии уравновешивающего устройства. В балансирных станках-качалках наиболее широко применяют уравновешивающие устройства, состоящие из грузов установленных на балансире и роторе.
* Под уравновешенностью установки подразумевается равенство работ, совершаемых двигателем при ходе вверх и вниз, т.е. Ав = Ан.
Определим вес груза, устанавливаемого на балансире, при котором установка будет уравновешена. Воспользуемся для этого элементарной теорией. Механическая работа сил инерции на полированном штоке будет равна нулю, так как при его разгоне силы инерции будут иметь положительный знак, а при торможении — отрицательный.
520
При движении штанг вверх работа будет затрачиваться на перемещение штанг и жидкости
А = (Р + Р ) S,
при ходе вниз
А = -Р S. н шт
Полезная работа за двойной ход будет
А = p*s-
При установке на балансире в точке В уравновешивающего груза G (рис. 2.56) механическая работа при ходе вверх И вниз будет соответственно равна (полагаем, что переднее плечо балансира равно заднему)
A^P^P^S-GS;
А„ = ~PuimS + GS.
Рис. 2.56. Кинематическая схема балансирного станка- качалкЯ с балансирным уравновешиванием
521
Если в уравновешенном станке-качалке Ав = то, приравняв правые части уравнений, получим
G = Р /2 + Р . Ж' шт
Поскольку в реальных станках-качалках груз в точке В не устанавливают, то с учетом различных длин плеч балансира вес уравновешивающего груза будет равен
G = (Р /2 + Р )а/с.
Данный способ уравновешивания называется балансирным, он прост, но его основным недостатком является появление дополнительных инерционных сил, обусловленных наличием массы груза G. Инерционные силы отрицательно сказываются на работе всех деталей установки.
От этого недостатка свободен роторный способ уравновешивания (рис. 2.57). Уравновешивающий груз Gf монтируют на кривошипе. При ходе штанг вверх и вниз совершенная двигателем работа будет равна
Я в = (Ршт 4- Р ж) $ — £гр2Я;
— —Рш-iS + Gp2/?.
Приравняв правые части уравнений, получим (полагая, что а = Ь)
£р = ^(2Ршт+Рж).
Но 5 = 2-г, тогда Gp(Лпт + >
а с учетом различной длины плеч балансира
£₽ =
522
При роторном уравновешивании постоянен вес грузов, которые уравновешивают их перемещением по кривошипу, т.е. изменяют радиус R.
Значение величины R определяется по формуле
, Рх \ а г
+ 2 J b Gp'
Рис. 2.57. Кинематическая схема балансирного станка-качалки с роторным уравновешиванием
Рис. 2.58. Кинематическая схема балансирного станка-качалки с комбинированным уравновешиванием
523
При роторном уравновешивании инерционные усилия, возникающие при движении грузов, воспринимаются только подшипниками кривошипного вала и при его постоянной угловой скорости вращения не передаются на другие детали установки.
При комбинированном уравновешивании на балансире устанавливают уравновешивающий груз G (рис. 2.58).
Вес груза на роторе определяется следующим образом:
При ходе штанг вверх и вниз работа, затрачиваемая двигателем, равна
Лв = (Ршт -f- Рn)Sa—GS6 G^R-, Ая = —Рщт^а + GS6 -J- Gp2R,
Определим величину груза Gp, задавшись значением веса груза G. Для этого приравняем правые части уравнений.
G =^-(р I П S«G р 2Я V 2 ) iR ‘
Тогда получим Sa = у- 2r, S6 = ~ 2г,
Ср==7Гт(Ршт + 'TL) ~ 77TG*
Комбинированное уравновешивание применяют в основном на средних по мощности станках-качалках, где использование балансирного уравновешивания привело бы к появлению значительных сил инерции от противовеса.
Уравновешенность установки контролируют замером величины тока электродвигателя, максимальные значения которого при ходе штанг вверх и вниз должны быть одинаковыми.
524
2,2.7.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ В ШАТУНЕ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ УРАВНОВЕШИВАНИЯ
При расчете будем пользоваться элементарной теорией, принимая отклонение шатуна от вертикали равным нулю. Запишем уравнение моментов сил, действующих на балансир, относительно точки О при балансирном уравновешивании во время хода штанг вверх (см. рис. 2.56)
Раа—Pvjb—Gfp -f- Gt сс — О,
где G^ — инерционное усилие.
Силами трения, весом деталей установки пренебрегаем. Тогда
Подставив значения сил, получим
Рш = (Лит — Рж + Р{) -г-----(т’шт + -К5-) -у- -г- 4"
о \ 4 / с о
) I Рж \ 4 u>B сс шт+ 2 ) с g bb *
Преобразовав это выражение, получим
Рш = */* Л + + (Рш + Рх /2 )ac/V ajg],
так как ив = со2 г cosa, то полученное выражение можно записать
п _ в Рж | Г n а* I (п I Рж \ чс "1 й>3г Рш Ъ 2 +[_^шт^2+r/12j~C0Sa-
При движении штанг вниз уравнение моментов относительно точки О будет следующим:
Ра - Р' b — G,c + G,c = О, a in б /б ’
525
откуда
р'ш= Paa/b - G6c/b + Gj/b.
Подставив значения сил, получим
После сокращения и замены сов получим
Г--
При роторном уравновешивании уравнение моментов сил, действующих на балансир относительно точки О, будет (см. рис. 2.57)
Рва—РШЬ = О.
Подставив значения Ра и решая относительно Рш, получим Р = a/b(P + Р + Р).
Как и в расчетах для балансирного уравновешивания,
р, = Р т (“2f/g) cos«-
Подставив значение Р получим
Л,= (ршт + Р>>/Ь + ршт «7^2(®2r/g) cosa.
Для хода штанг вниз аналогично получим
TV п а I п °а
Рщ — Рщт й + Ршт £3 g COS а.
526
При комбинированном уравновешивании (см. рис. 2.58) уравнение моментов сил, действующих на балансир при ходе штанг вверх, будет иметь вид
Ра - Р'шЬ - Gf + Gifc = 0, (2.82)
где — сила инерции противовеса на балансир.
Подставив значение Ра, получим
Рш=(РШт + Рж+Л)|-Св-^+Сб^ — cosa. (2.83)
Заменив значения Р, получим
Рш-(Ршт + ^ж)|-Сс| + [^шТ-5- + Сб$-]^с08а. (2.84)
При ходе штанг вниз аналогично получим следующее выражение для усилия в шатуне;
р’ш = Лит I - G6+ [ршт ± + 6’б -g-] cos а. (2.85)
Для более удобного пользования формулами, описывающими закономерность изменения усилия в шатунах при различных способах уравновешивания, целесообразно представить их в виде двух компонентов — статического и динамического.
При ходе вверх и вниз статическая сила не изменяется, а динамическая сила зависит от величины cosa.
В общем виде величина усилия в шатуне может быть описана формулами:
при ходе штанг вверх «
Рш = Cj + С2 cosa, (2.86)
при ходе штанг вниз
527
Р'ш = с'] + с'2 cosa ,
(2-87)
где значения коэффициентов ср с2, с\, с2 приведены в ниже.
Коэффициенты ср с2 для определения усилий в шатуне станка-качалки рассчитываются для различных способов уравновешивания следующим образом:
Для балансирного:
ход штанг вверх
с, = аРх /2Ь, (2.88)
С1 = [ршт а1!^ + (рШт + /2)вс/# cosa; (2.89)
ход штанг вниз
(2.90)
сг = [ршт + (^,„т + Рж I2}ac/V- ](co2r/g) cosa. (2.91)
Для роторного: ход штанг вверх
с. = (Р + Р } а/Ь , 1 v ж шт7 ' ’ (2.92)
с2= рт ; (2.93)
ход штанг вниз
с! = аРх 1ъ> (2.94)
с2 = ршт (®2/7ё) • (2.95)
Для комбинированного: ход штанг вверх
c^(Px + PJ^b-Gbc/b, (2.96)
528
сг = [Ршт d>/& + G^/^KcoV/g) ;
(2.97)
ход штанг вниз
С1 = Ршт а/Ъ - G^!b ’
(2 98)
с2 = 1Л-Т «7Й2 + G6c7fe2](®V/g) .
(2.99)
Как видно из формул, усилие в шатуне установки при балансирном уравновешивании при ходе штанг вверх растягивающее, а при ходе штанг вниз — сжимающее, в установках с роторным уравновешиванием усилия в шатуне при ходе штанг вверх и вниз растягивающие, в установках с комбинированным уравновешиванием тоже растягивающие.
Необходимо иметь в виду, что станок-качалка имеет два шатуна, и все найденные усилия в шатуне при ходе штанг вверх и вниз являются суммарными для обоих шатунов.
2.2.7.Z. Определение тангенциальных усилий на пальце кривошипа
При балансирном уравновешивании (см. рис.
2.56) усилие Ршт, действующее вдоль шатуна, можно разложить на две составляющие: нормальное ТУ и тангенциальное Т. Нормальная составляющая воспринимается подшипниками кривошипа вала и на величину вращающего момента влияния не оказывает:
N = Ршг cos а .
(2.100)
Тангенциальная сила определяет вращающий момент, который необходимо приложить к валу, чтобы обеспечить его вращение с постоянной угловой скоростью,
Т = Ршт sin а.
(2.101)
529
34 Ивановский
Подставив значение силы Рш, определенное ранее, получим для хода вверх
Тъ = (ciu + c2BCOsa)sina=cll,8ina+-^-sin2a, (2.102)
для хода вниз
Тя = (с1н + с2н cos a) sin a = с1и sin a+—sin 2a. (2- ЮЗ)
Рис. 2.59. Диаграмма усилий на пальце кривошипа
Определим графически максимальное значение тангенциальной силы. График, характеризующий изменение тангенциального усилия за время оборота кривошипа, приведен на рис. 2.59. Он является суммой двух синусоид q sin2cp и характеризует изменение статических сил за оборот кривошипа и с2 sin2cp — изменение динамических сил. Из графика видно, что максимальное значение усилия достигается два раза, при положении кривошипа, соответствующем углу <pt = 45—60° и ср2 = 225—240°.
530
2.2.8. КИНЕМАТИКА ПРИВОДОВ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Применяемые в настоящее время станки-качалки имеют кинематические схемы, соответствующие показанной на рис. 2.60 при уравновешивании с помощью грузов или же на рис. 2.61 при гидропневматическом уравновешивании [25, 41]. Основными элементами механизма станка-качалки являются см. рис. 2.60 и 2.61 привод 7, клиноременная передача 2, редуктор 3 и шарнирный четырехзвенный механизм 4, преобразующий вра-
Рис. 2.60. Кинематическая схема станка-качалки
щательное движение вала двигателя в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг. Клиноременная передача и редуктор обеспечивают получение необходимого числа оборотов кривошипного вала, соответственно числу ходов.
Основное внимание инженера-конструктора при проектировании кинематической схемы станка-качалки должно быть обращено на правильность проектирования шарнирного четырехзвенного механизма, чтобы движение точки подвеса штанг про-
531
Рис. 2.61. Кинематическая схема станков-качалок с обратным расположением преобразующего механизма
исходило по определенному закону, обеспечивающему; нормальную и заданную работу глубинного насоса, колонны насосных штанг и т.д.
Шарнирный четырехзвенный механизм станка-качалки является кривошипно-коромысловым механизмом с односторонним удлиненным в противоположном направлении, коромыслом (совокупность звеньев к и называйся балансиром). Этот механизм должен обеспечить получение заданной длины хода, точки подвеса штанг, S.
Из рисунков видно см. рис. 2.60, 2.61
5=/c,-80, (2.104)
где 50 — угол размаха балансира; кх — переднее плечо балансира.
При определенных длинах хода и переднего плеча угол размаха балансира будет иметь значение:
50 = S/kv
532
Для получения этого угла размаха балансира при определенной длине заднего плеча можно построить многочисленные четырехзвенные механизмы, центр вращения кривошипа которых расположен на участке плоскости, ограниченном только углом DXCB2 = 1800 — 50 см. рис. 2.62.
Эти четырехзвенные кривошипно-коромысловые механизмы отличаются друг от друга размерами звеньев, которые определяют габариты, а следовательно, вес станка-качалки. Но от положения центра вращения кривошипного вала зависят, кроме того, кинематические и динамические показатели станка-качалки, о чем будет сказано ниже.
Возьмем два крайних положения точки соединения шатуна с коромыслом, так, чтобы точка Bf соответствовала нижнему положению точки подвеса штанг, а точка В2 — верхнему положению этой точки. Очевидно, горизонтальная линия, проходящая через точку С, является биссектрисой угла 50 размаха балансира. Проведем прямую, проходящую через точки В{ и В2 которая будет перпендикулярна биссектрисе угла 50.
Поместим центр вращения О кривошипа на расстояниях а и h от упомянутых выше взаимно перпендикулярных прямых см. рис. 2.63. Так как в крайних положениях механизма направления шатуна и кривошипа совпадают, то, соединяя центр вращения О с крайними точками В{ и В2, получим:
OB = 1+ г, ОВ= I- г. (2.105)
Таким образом, четырехзвенник в крайнем нижнем положении переднего плеча балансира обращается в треугольник ОВ2С со сторонами I + г, к и р, а в верхнем крайнем положении — в треугольник ОВ2С со сторонами I — г, к и р.
Пересекая ОВ{ из центра О радиусом ОВ2, получим
В{Вз= ОВ{ - ОВ2= 1+ г-(I- г) = 2г. (2.106)
Отсюда величина радиуса кривошипа будет
г=В}Вз/2, (2.107)
533
а длина шатуна
/= ОВ,- В, В/ 2.
(2.108)
Таким образом, имея кинематическую схему станка при крайних нижнем и верхнем положениях точки подвеса штанг, можно графически определить длину кривошипа и шатуна.
Угол 0 между направлениями OBt и ОВ2 может быть назван углом несимметричности цикла и имеет определенное влияние на работу станка-качалки и всей глубинно насосной установки.
Рис. 2.62. Графическая схема построения заданного угла размаха балансира при заданной длине его заднего плеча с помощью различных четырехзвенных механизмов
534
Принимая направление вращения кривошипа в соответствии с указанным на рис 2.62, обозначим через срв и — угол и время поворота кривошипа при ходе вверх, срн и тн угол и время поворота кривошипа при ходе вниз.
Из рис. 2.62 имеем:
<рв = л - е
<рн= л + е
(2.109)
Если кривошип вращается с постоянной скоростью, то отношение углов поворота срв и срн будет пропорционально отношению затраченных на эти повороты отрезков времени, т е.
Фв/фн ='в/'н • (2.110)
Величины средних скоростей при ходе вверх ов и при ходе
вниз ин будут равны:
Ч = и Ч = ^Н. (2111)
После преобразования получим:
Ч/Ч = /н/Гв = (Рн/(Рв> <2-112)
где Ко — коэффициент изменения скорости хода. После дальнейших преобразований
е = п-(к0~ \)/(к0+ 1).
(2.113)
Очевидно, при KQ = 1, срв = срн, tB = tH, ов = vH и 0 = 0. Цикл работы станка-качалки, при котором К() = 1 или 0 = 0 является симметричным циклом.
Как видно из рис. 2.63, при симметричном цикле, когда 0 = 0, Центр вращения О кривошипа всегда находится на прямой, проходящей через крайние точки и В2, т.е. а — 0. Из формулы 2.111 следует, что при этом Ко = 1, т.е средние скорости при ходе вверх и вниз одинаковы.
Из рис. 2.63 имеем:
535
Рис. 2.63. Схема преобразующего механизма обычных станков-качалок в двух крайние положениях (общий случай)
6 = В}ОС - В2ОС = <рн = <рв.
(2.114)
Имея в виду, что ОВ{ = I + г, ОВ2 = I — г, СВ} = СВ2 = К и СО = р из треугольников ОВ2С и OBtC получим
Cos(B,OQ = (р2 - к2 + (/ + г)2)/(2/г(/ + г))'
Cos(£2OO = (р2 - к2 + (/ - г)2)/(2р-(/ - г))
(2.115)
Подставляя значения углов В(ОС и В2ОС из (2.115) в (2.114), получим:
536
n p2-k2 + (l + r)2 p2-k2+(l-r)2
0 = arccos —------------— arccos —--,, ч—— v2-11 w
2jP(/ + r) IpC - r)
(2.117)
Таким образом, имея величины длин звеньев четырехзвенного механизма или отношения этих звеньев, посредством формулы 2.117 или 2.116 можно определить величину угла 6 несимметричности цикла. Угол 6 может быть как положительным, так и отрицательным, что видно из рис. 2.64.
Для механизма (УА ВС 0 > 0, а для механизма (УА"ВС 0 < 0. Для механизма О АВС, соответственно, 0 = 0.
Для уяснения влияния угла 0 на режим работы установки приходится различать два случая: когда в начале хода вверх точки подвеса штанг направления вращений кривошипа и коромысла совпадают и когда направления вращений этих звеньев противоположны. Рассмотрим каждый случай отдельно.
Из рассмотрения рис. 2.63 и 2.64 видно, что при изменении направления вращения кривошипа участку хода вверх соответствуют уже не углы <р(, ср',, ср",, а углы <р2, <р'2, <р"2 соответственно.
Поэтому:
а) при левом расположении механизма (механизм СУ А ВС), если в начале хода вверх точки подвеса штанг направления вращений кривошипа и коромысла совпадают — ход вверх происходит медленнее, чем ход вниз, так как (^<1), если же в начале хода вверх направления вращений этих двух звеньев противоположны, ход вверх происходит быстрее, чем ход вниз, т.е. ^>1;
537
Рис. 2.64. Схема преобразующего механизма обычных станков-качалок в крайних положениях для трех случаев расположения центра вращения кривошипа
б) при правом расположении механизма (механизм О"А"ВС), если в начале хода вверх точки подвеса штанг, направления вращения кривошипа и коромысла совпадают — ход вверх происходит быстрее, чем ход вниз (Ко > 1); если же в начале хода вверх направления вращения этих двух звеньев противоположны — ход вверх происходит медленнее, чем ход вниз (Ко< 1).
Таким образом, ясно, что в зависимости от расположения центра вращения кривошипа в плоскости чертежа и в зависимости от направления вращения кривошипа можно получить разные средние скорости при ходе вверх и вниз. При этом передаточное отношение i между кривошипом и коромыслом
i = со /со
в течение полного полуцикла является величиной перемен-ной [48], т.е. скорость движения точки подвеса штанг также является переменной величиной.
538
Выше сок — угловая скорость коромысла; со — угловая скорость кривошипа.
При симметричной схеме см. рис. 2.64 для реального станка-качалки законы движения точки подвеса штанг (кривые пути, скорости и ускорения) заметно отличаются на участках ходов верх и вниз. При перемене направления вращения кривошипа законы движения, естественно, меняются местами. Таким образом, даже при симметричной схеме закон движения точки подвеса штанг за цикл зависит от направления вращения кривошипа.
Следует отметить, что для балансирного привода, построенного по схеме, приведенной на рис. 2.64, выгодным является совпадение направления вращения кривошипа и коромысла, а для привода, построенного, как показано на рис. 2.63, — несовпадение направления вращения кривошипа и коромысла [48].
Таким образом, для каждой кинематической схемы существуют два закона достижения точки подвеса штанг, в зависимости от направления вращения кривошипа.
2.2.8.1. Кинематическая зависимость между длиной хода точки подвеса штанг и размерами балансирного привода
Рассмотрим, от каких факторов зависит длина хода балансирного привода и каким способами рационально осуществить длинноходовой привод.
Из треугольников BtCB2 и BtOB2 см. рис. 2.63 после несложных преобразований получим:
• 50 sin — =
2
. е sin —
2
(2.118)
С другой стороны
5 = 2к} arcsin -у-.
(2.119)
539
При симметричном цикле работы станка, т.е. когда 6=0, получим
Г
5 = 2A'! arcsin —. к
(2.120)
При несимметричном цикле угол 6 может быть определен по формулам 2.116 или 2.117, а также, если известна величина Ко по формуле 2.113, после чего из формулы 2.119, зная отношения длин звеньев, определяем
к' .5 ’5;
2 arcsin-2
г
2—arcsin — к 2
к
2—arcsin — к 2
г
I = —.--------5
-кг .г
2 —— arcsin—
к I к
(2.121)
______К_______.с
-к} г . 50 ’ 2-^-—arcsin —
к р 2
где sin(50/2) определяется по формуле 2.118.
Из описанных формул видно, что длины звеньев г, I, к, к, и р преобразующего механизма станка-качалки прямо пропорциональны длине хода точки подвеса штанг 5 и зависят от отношений длин звеньев г/1, r/к и kJ к.
Из рис. 2.64 легко определить следующую зависимость между отношениями длин звеньев станка, имеющего симметричную схему:
540
Тогда для симметричного цикла откачки формулы 2.121 представим в виде:
к. =------ 5; к =——5--------- 5
1 ~ . г ~к,.г
2 arcsin — 2 — arcsin —
к к к
г г
г = —.—£---- 5; / = —--£----- 5
п к. г - к. г г
2 —l arcsin — 2—•— arcsin —
к к к I к
(2.122)
2 — arcsin — к к
Эти формулы свидетельствуют о том, что при симметричном цикле откачки длины звеньев четырехзвенного механизма станка-качалки являются функцией длины хода 5 и трех кинематических отношений г/1, r/к и kJk, причем с увеличением значений этих отношений длины звеньев г, /, к, и р уменьшаются.
Сказанное выше будет иметь прямое отношение и к габаритам преобразующего механизма, т.е. к его длине L и высоте его Н см. рис. 2.63. В случае симметричной схемы из рассмотрения рис. 2.60 имеем:
L = к\+ у/к2 - г2 + г
1л
Н = h, + h2 = I + r^-
(2.123)
Из формул 2.111 и 2.112 получим:
541
Г
2 — arc sin — к к
к \ I К }
пк1 г .г
2— • — arc sin —
к I к
(2.124)
Из этих формул также видно, что кинематические габариты (длина L и высота Н) симметричного преобразующего механизма балансирного привода: прямо пропорциональны длине хода 5 точки подвеса штанги являются функцией кинематических отношений причем длина L механизма зависит от r/к и к}/к, а высота Н — от г/к, г/l и kJ к. Вообще, с увеличением значений этих отношений габариты преобразующего механизма, а следовательно, и вес привода уменьшаются.
Очевидно, при несимметричной схеме
(2.125)
Из рассмотрения рис. 2.77 видно, что при
(2.125)
центр вращения кривошипа находится справа (если скважина находится в левой стороне) от линии ВХВ2, т.е. длина станка будет несколько больше, чем длина при симметричной схеме, а при
( 1 V , / 1 \2 /1 \*
\rjl) \г/к / [г/р / (2.126)
542
центр вращения кривошипа находится между скважиной и линией В{ВГ Следовательно, в этом случае длина L преобразующего механизма будет меньше, чем длина при симметричной схеме.
Таблица 2.18
Определяемые величины г/к
0,1 0,2 0,3 0,4 0,45 0,5
arcsin(r//c) 0,100 0,201 0,305 0,411 0,467 0,524
к = l/2arcsin (г/к) 5,000 2,487 1,639 1,215 1,071 0,954
г= (г/к)- к 0,500 0,497 0,492 0,486 0,482 0,477
1=г{г/[) г/1 0,1 5,000 4,970 4,920 4,860 4,820 4,770
0,2 2,500 2,485 2,460 2,430 2,410 2,385
0,3 1,666 1,656 1,640 1,620 1,607 1,590
0,37 1,351 1,343 1,329 1,315 1,300 1,289
0,4 1,250 1,243 1,230 1,215 1,205 1,193
0,5 1,000 0,994 0,984 0,972 0,964 0,954
Одним из основных экономических показателей современных машин и механизмов является компактность и легкость их конструкции. Поэтому увеличение длины хода точки подвеса штанг за счет увеличения габаритных размеров, а следовательно и веса, нерационально. Рациональным в данном случае способом увеличения длины хода, на первый взгляд, является увеличение значений кинематических отношений г/1, r/к и kJ к.
543
Для наглядного представления о сказанном рассмотрим самый простой вариант кинематической схемы, когда плечи балансира равны, и длина хода точки подвеса штанг равна единице, т.е.
к} = к и 5 = 1.
В этом случае длины звеньев и габариты станка будут зависимость только от кинематических отношений г/1 и г/к.
Рис. 2.65. Зависимость размеров преобразующего механизма обычных станков-качалок от значения кинематических отношений г/1 и г/к
544
По формулам 2.124 для этого случая подсчитаны значения звеньев к, = к, г и I для значений г/l и r/к от 0,1 до 0,5, занесенные в табл. 2.18, а также по этим значениям длин звеньев достроены кинематические схемы механизма, показанные на рис. 2.65.
Из рассмотрения табл. 2.18 и рис. 2.65 наглядно видно резкое влияние значении кинематических отношении г/l и r/к на величины длин звеньев и на габариты преобразующего механизма станка-качалки.
Теперь рассмотрим, как влияет отношение плеч балансира kx/k на габариты и длины звеньев преобразующего механизма к.
Как видно из формул 2.122 и 2.123, длины звеньев к, г, 1и р четырехзвенного механизма обратно пропорциональны отношению kjk, а габаритные размеры для симметричной схемы имеют следующие зависимости:
где
•1 = — ----------;
п . Г
2 arc sin — к
г
_____к______
о а г г
2 arc sin---
к I
(2.128)
г> . Г 2 arc sin—
В табл. 2.19 показаны значения длин звеньев г, I, к и кх подсчитанные по формулам 2.123 для значений кх /к = 1,0—2,0 через 0,1 при 5 = 1, г/1 = 0,4 и г/к = 0,5.
35 Ивановский
545
Таблица 2.19
Отношение длины звеньев ki/k
1,0 1,1 1.2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0
4S 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954 0,954
k/S 0,954 0,867 0,796 0,735 0,682 0,635 0,597 0,562 0,530 0,502 0,477
r/S 0,477 0,433 0,397 0,366 0,341 0,318 0,298 0,280 0,264 0,250 0,239
i/s 1,193 1,085 0,995 0,920 0,855 0,796 0,745 0,703 0,663 0,630 0,597
Рис. 2.66. Зависимость размеров преобразующего механизма от отношений плеч балансира kjk
По данным табл. 2.19 построены кинематические схемы преобразующего механизма при 5=1, рис. 2.66.
Из рис. 2.66 видно, что увеличение кх)к приводит к уменьшению продольного, и, особенно, высотного габарита преобразующего механизма.
546
2.2.8.2. Выбор рациональных значений отношений длин звеньев
Выше была показана зависимость длин звеньев и габаритных размеров станков-качалок от величин отношений длин звеньев г/1, r/к и kJ к. С точки зрения габарита, веса, а следовательно, удобства в транспортировке, монтаже, демонтаже и эксплуатации, чем больше значения этих отношений, тем лучше.
Если бы кинематические отношения г/1 и r/к не влияли на работу отдельных узлов и деталей механизма станка-качалки, а также на работу глубиннонасосной установки, можно было бы принимать значения этих отношений весьма большими — даже большими, чем приведенные в табл. 2.19. Но ввиду того, что теоретическими и экспериментальными исследованиями [48, 25] установлено заметное влияние значений кинематических отношений г/1 и r/к на величину усилий в точке подвеса штанг и в других узлах привода и на форму кривой крутящего момента требуется всесторонний анализ для выявления оптимальных значений отношении г/1 и г/к.
Характерным является то обстоятельство, что отношения г/1 и r/к по-разному влияют на работу привода. Установлено, что с увеличением значения г//величина усилий в точке подвеса штанг, на опоре балансира и в точке сочленения шатуна с балансиром увеличивается, а с увеличением значения r/к величины этих же усилий уменьшаются. Это дает возможность, соответствующим образом увеличивая отношения г/1 и r/к, сохранять на одном уровне величины усилий в штангах.
Оптимальные значения этих отношений установили в пределах
у = 0,35 = 0,40;
4-= 0,45 = 0,50. к
С другой стороны, с увеличением отношений и несколько возрастают пиковые значения крутящего момента, также ухудшается форма кривой крутящего момента за счет увеличения участков отрицательных моментов. Это вызывает определенные опасения возможного ухудшения условий работы редуктора и
547
сокращения срока его службы. Однако длительный опыт эксплуатации большого количества станков-качалок, выполненных с увеличенными отношениями г/l и r/к, не указывает на какие-либо существенные неполадки в работе редукторов.
Из изложенного в настоящем разделе следует, что для осуществления компактного длинноходового балансирного привода нужно величины кинематических отношений брать примерно следующими:
у = 0,35 + 0,40,
— = 0,45 + 0,50, к
= ДО 1,7.
к
2.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов балансирного привода на его габариты и вес
От взаимного расположения отдельных узлов балансирного привода во многом зависят его габариты размеры и вес. При разных вариантах расположения основных узлов (двигателя, опоры траверсы, опоры балансира, четырехзвенного механизма и т.д.) при одних и тех же кинематических отношениях г/l и г/к можно иметь разные габаритные размеры станка-качалки в целом.
Расположение двигателя относительно редуктора
С целью обеспечения пожарной безопасности в обычных балансирных приводах, построенных на основе схемы показанных на рис. 2.60, электродвигатель расположен в максимально отдаленном от устья скважины месте см. пунктирное изображение на рис. 2.67.
Как видно из рис. 2.67, при расположении двигателя с клиноременной передачей между редуктором н скважиной длина станка-качалки заметно уменьшается. При этом для обеспечения пожарной безопасности должно быть выдержано допускае-
548
Рис. 2.67. Влияние расположения двигателя на длину станка-качалки
мое расстояние между скважиной и электродвигателем. Расположение двигателя мощных длинноходовых станков по схеме рис. 2.67 является одним из резервов в деле сокращения их длины, а, следовательно, и веса, и размера фундамента.
Относительное расположение опоры балансира и опоры траверсы
Стачки-качалки сконструированы таким образом, что в горизонтальном положении балансира оси опоры балансира, опоры траверсы, пальцев верхних головок шатунов и точки подвеса штанг находятся в одной плоскости. В этом случае тело балансира с головкой монтируется над кинематической линией DB балансира на расстоянии а, рис. 2.68 и оба шарнира находятся под телом балансира. Рассмотрим другие варианты относительного расположения этих опор:
а) оба шарнира находятся над балансиром рис. 2.69;
б) опора балансира находится над, а опора траверсы — под балансиром рис. 2.70;
в) опора балансира находится под, а опора траверсы — над балансиром рис. 2.71.
549
Из сопоставления перечисленных схем видно, что перенос опоры траверсы в точку, расположенную над балансиром рис. 2.69 и рис. 2.71, приводит к некоторому уменьшению высотного габарита станка-качалки.
550
Следует отметить, что выбор положения центра кривошипного вала в случаях, когда кинематическая линия балансира представляет собой ломаную линию рис. 2.70 и 2.71, должен производиться с учетом необходимости обеспечения удовлетворительного уравновешивания.
551
Размещение шарнирного четырехзвенника между опорой балансира и точкой подвеса штанг
При размещении шарнирного четырехзвенника между опорой балансира и точкой подвеса штанг см. рис. 2.61 габарит станка в длину существенно уменьшается благодаря совмещению при этой схеме коромысла четырехзвенника с частью переднего плеча балансира. Такое обратное расположение четырехзвенника несколько уменьшает наибольшую нагрузку на штанги и этим улучшает условия их работы [25].
Расположение редуктора относительно рамы станка-качалки
Во всех станках-качалках, редуктор устанавливается непосредственно на продольные балки рамы. В этом случае обеспечиваются минимальная высота станка и лучшая его устойчивость. Недостатком такого расположения редуктора является то, что для обеспечения вращения длинных кривошипов с роторными:
грузами необходимо увеличить высоту фундамента. Во избежание этого за последнее время почти все фирмы США, выпускающие станки-качалки, между рамой и редуктором устанавливают специальную металлическую тумбу.
В этом случае отпадает необходимость строить под станок-качалку высокий фундамент. Зато за счет установленной тумбы увеличиваются высота и вес станка-качалки и ухудшается его устойчивость.
2.2.9. МЕТОДИКА РАСЧЕТА И ПОДБОРА ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
В качестве основы для подбора скважинных штанговых насосных установок часто используется универсальная методика подбора скважинных насосных установок, разработанная на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина [1, 30, 20].
552
Вышеназванная методика была доработана в соответствии с промысловыми данными и полученными величинами допускаемых приведенных напряжений для насосных штанг, в первую очередь — бывших ранее в эксплуатации.
Основные положения уточненной методики подбора скважинных штанговых насосных установок приведены ниже.
1. По исходным данным (пластовые и скважинные условия, заданный дебит) определяем динамический уровень.
При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на участке «забой скважины — прием насоса» после проведения подземного ремонта скважины и переменная плотность смеси «вода — нефть — газ».
Плотность смеси рсы определяется по исходным данным (плотности нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пластовые температура и давление, геотермический градиент, давление насыщения, кривая разгазирования). Практически этот этап работы полностью повторяет пункты №1—15 методики подбора УЭЦН.
2. Используя коэффициент сепарации и допустимую величину свободного газа на приеме насоса, определяем минимальновозможную глубину спуска насоса.
3. По заданному дебиту определяем типоразмер базового скважинного насоса, (из формулы = 1440 ц • Fmc S- п для насосов обычного исполнения и (7 = 1440 ц • (Fmc, — Fmc 2) • У • и для насосов типа ННД и ННГ, где Fac, и Fiisk2 — площади 1-й и 2-й ступеней насоса), принимая, что среднее число качаний п = 6,0 в мин., средняя длина хода 5 = 2,5 м, коэффициент подачи нового или отремонтированного насоса т] = 0,8. После расчета диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону) и определяем для них скорость откачки — произведение п S.
4. По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (предварительно) максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг по формулам:
Р = Р + Р + Р + Р + Р + Р max шт ж виб ин жтр ь
мин шт виб Л ин' 1 мехтр жтр’
(2.129)
(2.130)
553
где Ршт = X £ g Хрх); где qt — масса 1-го метра штанг; £ — длина ступени штанг; i = 1 и 2; АГ = 1 — рж/рст — коэффициент Архимеда; £ = £ (1 —К ); £, = £ (К ); К — коэффици-ент, равный диаметру рассматриваемого насоса в мм, деленный на 100.
Для насосов обычного исполнения
= (Рж ’ Р6уф) £ас,
для насосов исполнения ННД и ннг
р = (о н g + Р ) (F - F )
1 ж 'Пк дин о 1 буф7 V нас1 л нас27 ’
где Н ин — динамический уровень; Р6уф — буферное давление; Айс ~ эффективные площади плунжеров рассматриваемого насоса.
(2-131)
где а и а — кинематические коэффициенты станка-качалки, та = ^wS/g; со = 2лл/60, где и — частота ходов в минуту;
V = V (Чт + х ТР);
шт = Рж поЯВ / Е (ктс /Z + (1 - АГнас) //2);
где/; — площадь поперечного сечения нижней ступени колонны штанг;/; — площадь поперечного сечения верхней ступени колонны штанг; суперход плунжера для современных условий работы ШСНУ практически равен нулю.
X = Р £ /Е£ ;
тр Ж ПОДВ • •'Тр ’
Д — площадь поперечного сечения материала колонны НКТ.
Р т, =0,5ат1 (аИ-2ХЛадР , (2.132)
Р т = 0,685 л2£ (2.133)
жтрТ ’ ПОДВ ‘Ж ’ 4
554
Р , = 5,472- [1,2£ + 10,3-(£ /8)] u Sn, (2.134)
где £подв — длина подвески насоса, м; цж — вязкость откачиваемой жидкости; 5 — длина хода, м; и — частота ходов, '/мин.
Р = Р + Р (2.135)
где Р_[р пл — механическое трение плунжера о цилиндр,
Лрштг = Ю,25 sin(YMax,)-(POT, + Рж)}, (2.136)
^штг=^{0,25мп(Умах,)-(Ршт,)}; (2.137)
где умах/ — телесный угол искривления ствола скважины на /-м участке.
5. По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-качалки и уточняем параметры работы установки — частоту и длину ходов.
В связи с тем, что на нефтяных промыслах практически никогда не используются режимы работы СК с максимальной длиной хода при максимальной нагрузке на головку балансира, проверка СК по максимальному крутящему моменту на валу кривошипа не производится.
6. По уточненным параметрам работы и кинематическим коэффициентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх и вниз с учетом сил трения. Уточненные коэффициент трения и силу трения при этом рассчитываем по формуле, приведенной в работе Сабирова А.А. [38]:
Ртршт=/тр- А ‘ sin у,; у, = л'а2 +4-р2, (2.137)
где а — зенитный угол, р — азимутальный угол;
а = а,+ | ~ а, ; Р, = Р^, - Р, .
7. По величине силы трения в нижней части колонны штанг и силам сопротивления в скважинном насосе (трение в плунжерной паре и противодавлении клапана) определяем длину «тяжелого» низа из штанг диаметром 19, 22, 25 или 28 мм.
555
L~ <Лл + Лрпл + ЛтрГ + Лршт|)/Лрх ^g, (2.138)
и уточняем этот вес после округления длины «тяжелого» низа.
Р = L. К. q g , (2.139)
где q — масса погонного метра выбранных штанг, кг; £g — длина «тяжелого» низа, округленная до длины, кратной 8 — и метрам; ЛГДрх = 1 — рж/рст — коэффициент Архимеда.
Длина «тяжелого низа» округляется в большую сторону до числа, кратного 8.
8. По весу «тяжелого низа» и нагрузкам при ходе вверх и вниз выбираем длину нижней секции штанговой колонны диаметром 19 мм, исходя из условия опр = 0,7 [опр] в верхнем сечении этой секции.
о = \'О о , (2.140)
пр мах а ’ v 7
где онах — максимальное напряжение; оа — амплитудное напряжение.
о = Р // , max max i ' J i f
о = (P - P )/f .
a v мах i Min v ' J i
Индекс «/» говорит о том, что в расчете используется не вся колонна штанг, а только ее нижняя часть, т.е.:
Р — Р . + Р + Р + Р , + max / тяж I шт г ж виб i
+ Р + Р + Р + Р . (2.141)
ИН I Ж тр I тр ПЛ Тр ШТ I ' '
Лин , = Лж1 + Лт, - (Либ , + Лн ,) “
+Р _Р (2.142)
тр пл тр шт / 1 Ж тр I ’
где^ — площадь поперечного сечения z-й ступени штанг.
о.’ i%i = ,/д кр„, - ,>/л- а'«)
556
Отсюда выбирается длина нижней ступени колонны штанг (при i = 1) Lv
9. По длинам и весам «тяжелого низа» и нижней ступени штанговой колонны выбираем длину второй секции колонны диаметром 22 мм, исходя из того же условия прочности. При этом в формуле 7,143 i = 2, а вес Ртаж 2 = Ртяж, + Ршу,.
Определяем суммарную длину «тяжелого низа», первой и второй ступени колонны штанг. Если суммарная длина превышает глубину спуска насоса или равна ей (±5%), расчет штанг закончить, если меньше глубины спуска, то перейти к п. 10 настоящего раздела методики.
10. Определяем длину третьей ступени штанговой колонны (диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина меньше глубины спуска — перейти к 11 пункту.
11. Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (диаметр 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10 настоящей методики.
12. Все расчеты по пп. 8—12 проводятся для штанг с определенным [опр]. Если при принятой прочности необходимы 4 и более ступеней штанг с диаметрами более 25 мм, переходим к расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15НЗМА или иной) с повышенным значением [опр].
Кроме длин ступеней в компоновке колонны штанг необходимо определять места обязательной и желательной установки центраторов. В качестве критерия места обязательной установки центраторов выбран темп набора кривизны более 1 град./10 м и/или зенитный угол более 12 град.; для желательной установки — темп набора кривизны более 0,4 град./10 м и/или зенитный угол более 6 град.
13. По величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбранного СК определяются параметры уравновешивания (например — радиус уравновешивания и количество контргрузов на кривошипе станка-качалки).
Необходимо отметить, что на промыслах применяется большое число других, часто достаточно упрощенных методик подбора СШНУ, которые обеспечивают предварительный подбор оборудования без учета осложняющих промысловых факторов (сложная инклинометрия, влияние газа, механических при
557
месей и т.д.). Одной из наиболее известных методик такого рода является работа, сведенная в диаграмму Адонина и специальные таблицы или номограммы.
Простой и наглядный способ выбора оборудования и первоначального режима откачки — использование диаграмм и таблиц имеющихся в справочниках по добыче нефти и инструкциях [1, 15, 28].
Рассмотрим диаграмму, построенную для модернизированного ряда станков-качалок, выпускавшихся по ГОСТ 5866-66.
При построении таких диаграмм по горизонтальной оси откладывают глубину спуска насоса, которая принята равной высоте подъема жидкости (погружение насоса под динамический уровень считается равным нулю). Это нужно иметь в виду, так как если погружение под динамический уровень составляет более 8—10% глубины спуска насоса (для разных диаметров насосов), то необходимо в принимаемую для выбора оборудования глубину спуска насоса вводить поправку.
При построении диаграмм принято, что противодавление на устье скважины также равно нулю. Поэтому, если фактическое противодавление больше 5 кгс/см2, необходима поправка.
По вертикальной оси откладывают подачу насоса в м3/сут. Предельные глубины спуска насосов прежде всего определяются двумя параметрами станка-качалки: максимальной допустимой нагрузкой на балансир в точке подвеса штанг и максимальным допустимым крутящим моментом на кривошипном валу станка. При этом сами величины нагрузок и моментов рассчитывают для максимальных длины хода, числа качаний и веса принятой рациональной конструкции штанговой колонны. Но иногда при применении станков-качалок с высокими допускаемыми нагрузками на головку, а также штанг сравнительно малой усталостной прочности предельная глубина спуска насосов ограничивается усталостной прочностью штанг.
При построении диаграмм все расчеты максимальных и минимальных нагрузок в точке подвеса штанг выполнены по формулам А.С. Вирновского, а крутящих моментов по формуле Р.А. Рамазанова. Подача насосов рассчитывалась по формулам, приведенным в главе I, причем коэффициент наполнения насосов был принят равным 0,85.
558
Диаграмма рис. 2.72 разделена на области применения различных станков, входящих в данный стандарт. Области ограничиваются сплошными ломаными линиями и различаются штриховкой Область каждого станка-качалки состоит из полей стандартных диаметров насосов (указаны в кружочках). Границы поля каждого насоса обозначены пунктиром. Верхняя граница поля каждого насоса представляет собой кривую подачи данного насоса при максимальной длине хода станка-качалки, указанного в его шифре, и максимальном числе качаний, указанном в табличке. Этот параметр не входит в шифр станка-качалки и выб-
Рис. 2.72. Диаграмма для выбора насосного оборудования и режима откачки (станки-качалки по ГОСТ 5866-66)
Шифр станка-качалки и максимальное число качании соответственно I -1 СК-1-0,6-100 и 15, II - 2СК-1,25-0,9-260 и 15, III - ЗСК-2-1,05-400 и 15, IV - 4СК-2-1,08-700, V - 5СК-4-2,1-1600 и 14, VI - 6СК-4-3-2500 и 12, VII - 7СК-8-3,5-4000 и 11, VIII - 7СК-8-3,5-6000 и 13, IX - 7СК-12-2,5-6000 и 13, X - 9СК-15-6-12000 и 8
559
ран нами потому, что применяемые обычно числа качаний не бывают почти никогда выше 15. Кроме того, применяемые таблицы для подбора штанговых колонн основаны на промысловых данных о работе скважин с числом качаний 10—15.
Для длин ходов, больших 1,8 м, максимальные числа качаний рассчитаны из условия приближенного сохранения отношения внешних сил инерции (возникающих от неравномерного движения штанг и столба жидкости) к статической нагрузке в точке подвеса штанг. При этом относительные величины усилий, расшатывающих станок-качалку, и амплитуды вибраций могут считаться в первом приближении одинаковыми у всех станков-качалок.
Существует несколько методов конструирования или составления штанговой колонны — при помощи номограмм, таблиц и расчетных формул.
Для оперативного подбора колонны штанг можно пользоваться номограммами Я.А. Грузинова [15] и ТатНИПИнефти [40, 42].
Номограмма Я.А. Грузинова приведена на рис. 2.73. На оси абсцисс отложены глубины спуска насоса, а на оси ординат — значения приведенных напряжений. Номограмма состоит из трех
560
систем точек. Первая — совокупность сочетаний диаметров насосов и штанг — вместе с нулевой точкой номограммы позволяет определить начальные ординаты опр. Вторая выражает сочетание чисел качаний п и длин ходов плунжера S и вместе с точкой 2500 позволяет определить углы наклонов графиков к оси абсцисс. Третья — вспомогательная система для расчета ступенчатых колонн.
Пример. Определить значение приведенного напряжения в точке подвеса штанг, пользуясь данными, приведенными ниже.
Глубина спуска насоса, м...........1000
Диаметр насоса, мм...................44
Число ходов плунжера в минуту........12
Длина хода устьевого штока, м...... 1,8
Диаметр ступеней колонны, мм: нижней.............................19
верхней...........................22
Длина ступеней колонны, м: нижней............................700
верхней..........................300
Решение. Соединяем прямыми линиями начальную точку оси абсцисс О (см. рис. 2.86) с точкой 19 системы 7, находящейся на пунктирной линии Л-44, и точку 2500 с точкой (12; 1,8) системы П. От точки 1000 на оси абсцисс проводим вертикаль вверх до пересечения с линией O-19 в точке А и из этой точки — прямую, параллельную линии 2500-1,8 до пересечения в точке С с вертикалью, проведенной вверх из точки 300 оси абсцисс опр = 70 МПа.
По вертикали 300 — С опускаем из точки С отрезок CD, равный на высоте точки С отрезку ВБ между осью ординат и вспомогательной переводной линией 0—19—22 системы III. Через точку D проводим прямую DB, параллельную линии 2500—12—1,8 до пересечения с осью ординат опр, в точке В. Величина ординаты ОВ и будет выражать собой значение приведенного напряжения опр, равного в рассматриваемом примере 63 МПа для первой ступени штанг.
Значение опр для второй ступени штанг находим в точке С' на пересечении прямой СС с ординатой. Оно составляет 70 МПа.
Следовательно, для заданных условий можно принять штанги из стали марки сталь 40 с допускаемым приведенным напряжением о =70 МПа. пр
36 Ивановский
561
Номограмма Я.А. Грузинова, как и другие номограммы, составлена с использованием весьма приближенных формул элементарной теории работы насосной установки, поэтому значения приведенных напряжений, определяемые по этой номограмме, существенно отличаются от фактических. Эта разница возрастает с увеличением диаметра насо^я, глубины его спуска и скорости откачки.
Довольно широкое распространение на нефтяных промыслах страны получили таблицы типовых конструкций колонн насосных штанг, составленные АзНИПИнефть [39].
2.2.10. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕИСПРАВНОСТЕЙ В РАБОТЕ СШНУ. ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЕ
Неисправности СШНУ: немедленно приводящие к отказам оборудования; прогрессирующие неисправности (приводящие к отказам в обозримом будущем); не оказывающие существенного влияния на работу оборудования (табл. 2.20) [38].
Классификация неисправностей
Таблица 2 20
№ Неисправности, немедленно приводящие к отказам Прогрессирующие неисправности Неисправности, не оказывающие существенного влияния на работу СШНУ
1 Обрыв штанг Не заполнение цилиндра насоса Нарушение в окраске
2 Прихват плунжера Утечки в приемном клапане Каверны и риски на поверхности оборудования
3 Низкая посадка плунжера Утечки в нагнетательном клапане Отсутствие необходимых указателей
4 Высокая посадка плунжера Проскальзывание ремней в клино-еменной передаче -
5 Влияние газопроявления -
6 Фонтанные проявления -
7 — Разбалансировка СК —
8 - Износ элементов СК -
562
Влияние неисправностей на работу СШНУ
1. Условия эксплуатации:
Наличие механических примесей.
При работе насоса механические примеси, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, повреждают их пябочие поверхности, вызывают утечки, или приводят к заклиниванию плунжера в цилиндре.
Коррозионная среда.
При эксплуатации насоса в коррозионной среде износу подвержены плунжер, цилиндр, НКТ, штанги.
2. Выделение газа на приеме насоса.
Присутствие свободного газа на приеме насоса влияет на величину коэффициента наполнения насоса, а также часто приводит к сухому или полусухому трению между поверхностями плунжера и цилиндра.
3. Выход из строя НКТ.
При глубиннонасосной эксплуатации скважины происходит постепенный износ резьбы, тела НКТ и наружной поверхности муфты штанги, при поступательном движении колонн штанг в НКТ в скважинах с большим набором кривизны.
В некоторых случаях трубы подвергаются интенсивности коррозии, на их стенках откладывается соль и парафин, истираются резьбовые соединения и поверхность труб повреждается трубными ключами.
В результате трубы теряют герметичность и прочность, что приводит к серьезным авариям. Для предотвращения аварий все трубы перед спуском в скважину проверяются и при необходимости, отбраковываются.
4. Неисправности с насосными штангами.
Насосные штанги при эксплуатации подвергаются переменным усилиям и в процессе работы возникает момент, когда рабочее напряжение в штангах превышает допустимое приведенное напряжение, происходит разрушение металла и обрыв штанг.
Важную роль в уменьшении предела усталости материала играет концентрация напряжения в местах крепления пластинчатых скребков, механических повреждений штанг (изгиб, царапины, выемки, углубления, риски и т.д). При коррозионной усталости материала штанг в результате электрохимических про
563
цессов на их поверхности образуются оспины и процесс разрушения происходит более интенсивно, тоже самое происходит при повреждении поверхности штанг, которые появляются в основном в процессе использования штанг на промыслах(непра-вильная перевозка, плохие условия хранения, небрежное обращение со штангами в процессе работы). Обрыв штанг происходит и в результате превышения предела упругости материала вследствие заклинивания плунжера в цилиндре насоса, искривления штанг или заклинивания их в НКТ из-за падения пластинчатых скребков. Искривление штанг может возникнуть в случае прихвата плунжера насоса при ходе вниз, при ударах плунжера о жидкость в искривленных скважинах, а также при использовании штанг малого диаметра в НКТ большого диаметра. Штанги работают удовлетворительно, если значение приведенного напряжения К = ^1мхла не превосходит определенной величины [50, 51].
Неполадки со штангами происходит также по причине того, что насосные трубы забиваются парафином, в следствие неисправности штанговращателя. Еще одна из причин возникновения неисправности в колонне штанг является рассоединение отдельных участков колонны штанг по причине износа, или неправильной эксплуатации штанговых муфт, или несоосности СК и скважины.
В заключение следует сказать, что неисправности скважинного оборудования приводят к значительным потерям в добыче нефти и требуют привлечения больших финансовых ресурсов для ремонта вышедшего из строя оборудования, а в особо сложных случаях и капитального ремонта скважины.
Неисправности поверхностного оборудования:
Неисправности вызваны, как правило, неуравновешенностью и динамическим характером эксплуатационных нагрузок.
1. Неисправности в редукторе.
Редуктор является одним из самых ответственных и дорогостоящих узлов СК. Сбой в работе редуктора ведет к простою скважины, снижению коэффициента использования оборудования, повышению себестоимости добычи нефти.
В свою очередь остановка СК может привести к замерзанию выкидной линии скважины и к прихвату штанг в НКТ и плунжера в цилиндре насоса, что может дополнительно сказаться на технико-экономических показателях.
564
Существует также ряд неисправностей редуктора, которые не приводят к аварии одномоментно. К таким неисправностям относится: шум в редукторе, вибрации в редукторе, удары и стуки промежуточного вала подшипников, износ шпонки шкива, с последующим сходом с вала, ослабление крепления редуктора, протечки масла по валу, отсутствие масла, износ вала, износ шкива редуктора, выход из строя подшипников на ведомом и промежуточных валах.
Нельзя допускать утечки масла из редуктора, так как в этом случае помимо излишнего расхода масла и загрязнения площадки происходит разрушение бетонного фундамента станка-качалки.
На продолжительность работы всех узлов станка-качалки во время эксплуатации в особенности редуктора существенно влияют уравновешенность станка-качалки.
2. Неисправности, возникающие в клиноременной передаче.
При неправильной установке ремней они быстро изнашиваются и рвутся, что увеличивает расход ремней и следовательно, повышает затраты на эксплуатацию станка-качалки, вызывают остановку подачи жидкости на поверхность, что может сопровождаться замерзанием выкидной линии скважины, прихватом плунжера насоса, что в итоге уменьшает объем добычи нефти.
Классификация методов диагностики
На рис. 2.74 представлена классификация методов диагностики СШНУ.
Эффективность работы одного из самых распространенных видов оборудования для механизированной добычи нефти — штанговых скважинных насосных установок -зависит от очень многих факторов, определяемых как правильным выбором отдельных элементов оборудования, так и правильной эксплуатацией, обслуживанием и своевременным ремонтом оборудования. Подбор оборудования СШНУ и режимов ее эксплуатации определяется геолого-техническими данными скважины.
В тоже время дебит скважины, зависит от величины забойного и пластового давления, давления насыщения, газового фактора, обводненности нефти и некоторых других факторов изменяющихся в процессе эксплуатации. Проведение же постоян-
565
Рис. 2.74. Классификация методов диагностики СШНУ
566
но точно определить дебит малопродуктивных, скважин также осложняет работы по повышению эффективности работы штанговых установок. Поэтому диагностирование работы СШНУ, позволяющее оперативно определить параметры работы оборудования является необходимым процессом, которому в последнее время уделяется все большее внимание как со стороны эксплуатационников, так и со стороны научно-исследовательских и внедренческих фирм.
Диагностирование работоспособности элементов СШНУ и определение основных параметров комплекса «скважина — пласт — оборудование» возможно двумя основными методами.
Прямой замер действительных показателей давления жидкости, температуры и состава продукции непосредственно на приеме скважинного насоса и в других характерных точках скважины и передача этих данных на поверхность по специальным кабелям. Затем эта информация обрабатывается, анализируется и согласовывается с информацией, полученной от поверхностных наземных источников, таких, например, как динамометр и расходомер. Информация, полученная таким путем, является наиболее достоверной и полной, но такая система диагностики является сложной и дорогой, как в монтаже, так и в эксплуатации. Динамометрирование СШНУ является основным способом диагностирования работы ШГН, колонны штанг, насосно-компрессорных труб и СК. Разработанные многими ученными и инженерами (Eickmeier J.R., Gibbs S.G., Neely А.В., Patton L.D., Adamache I., Slonneger J.C., Вирновский A.C., Парный И.А., Белов И.Г., Адонин А.Н., Пирвердян А.М., Касьяновым В.М. и др.) [28, 29, 30, 31, 36, 37, 35] теоретические обоснования и математические модели процесса добычи нефти скважинными насосными установками позволяют обрабатывать динамограммы для их последующего анализа и определения неисправностей. При помощи динамограмм можно установить многочисленные параметры работы глубинонасосных установок, знание которых значительно облегчает как обнаружение неисправностей.
Для динамометрирования у нас в стране и зарубежом используются различные приборы отличающиеся по конструкции и принципам действия системы.
567
Для динамометрирования у нас в стране и зарубежом используются различные приборы отличающиеся по конструкции и принципам действия системы.
Рассмотрим некоторые из них.
Наиболее распространенным в мире является гидравлический геликсный динамометр, устанавливаемый между траверсами канатной подвески станка-качалки. Широкое распространение данного вида оборудования обусловлено его простотой, оперативным получением первичной информации- динамограммы и возможностью здесь же, на месте, определения основных неисправностей СШНУ или причин недостаточной эффективности работы установки.
К недостаткам данного вида оборудования относятся низкая точность и достоверность информации, субъективность в оценке и расшифровке динамограмм, остановка станка-качалки для установки динамографа, большие затраты времени и ручного труда операторов по исследованию скважин, особенно при сложных погодно-климатических условиях, невозможность телемеханизации и телеавтоматизации процесса динамометрирования, затруднение в сборе и обработке полученной информации с помощью ЭВМ.
В настоящее время в нефтяной промышленности при технической диагностике СШНУ широкое распространение получили микропроцессоры.
Одним из частных видов динамограмм является ваттметрог-рамма — рис. 2.75 [34].
Под ваттметрограммой (см. рис. 2.75) понимается график изменения электрической мощности, потребляемой электроприводом станка-качалки за цикл качания. Циклические ваттмет-рограммы электропривода станка-качалки несут информацию как о глубинной части насоса, так и о наземной. Метод контроля по ваттметрограммам основан на сравнении формы кривой, снятой на данной скважине при нормальном режиме ее работы (при первоначальном запуске, после проведения ремонта, при условии, что ее параметры, такие как число качаний, длина хода плунжера насоса, положение уравновешивающих грузов в период после снятия исходной ваттметрограммы не менялись).
Еще одним направлением определения работоспособности машин и механизмов является вибродиагностика [32].
568
Рис. 2.75. Теоретическая ваттметрограмма нормальной работы СШНУ
Рв — максимальная мощность при нагрузке от веса половины столба жидкости в трубах и силы трения подземном оборудовании; Ри — максимальная мощность при нагрузке от веса уравновешенного груза и силы трения в подземном оборудовании; — мощность холостого хода электропривода станка-качалки; АЕ — ход устьевого штока вверх, ЕВ — ход устьевого штока вниз, АД — расстояние штанг плюс сокращение штанг, ЕМ — расстояние труб плюс сокращение штанг; ДЕ— ход плунжера вверх, МВ — ход плунжера вниз
Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что по характеристикам вибрации можно получить довольно обширную информацию о состоянии механизма. Разработаны различные методики анализа характеристик и соотнесение их с конкретными взаимодействующими рабочими парами. Рассмотрим например работу опорного подшипника. В новом подшипнике при малом зазоре частота колебаний низкая, амплитуда колебаний мала. По мере износа подшипника растут частота и амплитуда колебаний, что может служить диагностирующим фактором. Таким образом, с помощью аналитических зависимостей можно установить характер изменений параметров вибрации в процессе износ машин. К преимуществу вибродиагностики можно отнести определение неисправного узла в сложной системе диагностики. Одним из недостатков вибродиагнос
569
тики является выбор места расположения датчика, так как в различные точки корпуса редуктора сигналы от различных соударяющихся кинематических пар могут приходить в различных фазах и изменять общий уровень сигнала.
Динамограмма снимаемая на поверхности всегда имеет искажение от сил трения, упругости колонны штанг, упругости колонны штанг и т.д. Поэтому поверхностные динамограммы полезно сравнивать с плунжерной скважинной динамограммой.
Скважинные плунжерные динамограммы получают с помощью глубинного динамографа. Рассмотрим конструкцию глубинного гидравлического динамографа ДГТ-1С-360Г [38].
Глубинный динамограф (рис. 2.76) состоит из двух частей: гидравлического датчика усилий и записывающего устройства. Гидравлический датчик усилий расположен в нижней части динамографа и состоит из цилиндрической серьги 7, цилиндра 6, пальцев 4 и 5, переводника 7 и уплотнительных колец 77. Цилиндрическая серьга в нижней части имеет муфту для соединения динамографа со штангой, а верхней части окна для пальцев 4 и 5. исключения возможности его перекоса в процессе работы. Поршень 3 служит для преобразования усилия сжатия, действующих в штанговой колонне, в давление масла в полости М. Длина поршня 3 выбрана с учетом выполнения в нем окна для пальцев 4 и 5 и исключения возможности его перекоса в процессе работы. В теле цилиндра имеются окна 10, через которые серьга соединена с поршнем при помощи пальцев 4 и 5. Длина окна 10 выбрана из расчета обеспечения движения пальцев 4 и 5 на длину рабочего хода поршня 3 с некоторым запасом хода для компенсации объемных изменений масла в полости М от нагрева или утечек в условиях скважин. Фиксация верхнего пальца относительно нижнего осуществляется при помощи установочного винта 14. С обоих концов цилиндра б выполнены резьбы для соединения датчика усилий с переводником 7 и для закрытия заглушкой 2. Переводник 7 служит для соединения датчика усилий с записывающим устройством динамографа. Полость М цилиндра 6, заключенная между переводником 7 и верхним торцом поршня 3, служит рабочей камерой датчика усилий и заполняется машинным маслом. Продольное отверстие К в переводнике выполняет функцию гидравлического канала связи камеры с рабочей камерой М. Полость цилиндра 6, ограниченная
570
Рис. 2.76. Динамограф глубинный гидравлический ДГТ-1С-360Г
нижним торцом поршня 3 и заглушкой 2, образует воздушную камеру, благодаря чему торец поршня изолирован от окружающей Среды. В качестве записывающего устройства динамографа применяются глубинные манометры типа МГГ или МГП. Записывающая часть заключена в корпусе 9, который имеет резьбу Для присоединения снизу к переводнику 7 и вверху к полумуфте 9, предназначенной для присоединения динамографа со штанго
571
вой колонной. Сжимающие усилия, действующие на низ штанговой колонны в месте установки динамографа, передаются через цилиндрическую серьгу 1, пальцы 4 и 5 поршню 3, который, перемещаясь вверх, сжимает масло в рабочей камере М. Изменение давления масла в рабочей камере М передается через гидравлический канал связи К в камеру, где размещен сильфон 13 геликсного манометра, и преобразующий механизм увлекает перо, которое регистрирует давление на фольге. Перемещение каретки с фольгой осуществляется часовым механизмом типа 270 4П-Б.
Глубинная динамограмма получаемая с помощью ДГТ-2С-360Г является наиболее достоверной и полной о рабочем состоянии глубинного насоса, но такая система диагностики является сложной и дорогой, как в монтаже, так и в эксплуатации. Основной недостаток данного устройства заключается в том, что для получения динамограммы необходимо произвести спуско-подъем оборудования.
На промыслах наиболее распространен переносной гидравлический динамограф ГДМ-3 рис. 2.77, технические характеристики которого приведены ниже.
Верхний предел измерения усилий, кН ................100
Погрешность измерения усилий, %.......................2
Верхний предел измерения перемещения, м.............3,3
Погрешность измерения перемещения, %..................2
Число масштабов измерения усилий......................3
Число масштабов (1:15, 1:30, 1:45) измерения перемещения.3
Размер поля динамограммы, мм......................50x75
Размер диаграммной ленты, мм....................1000x85
Габаритные размеры прибора в футляре, мм..... 320x350x120
Масса прибора с футляром, кг..........................8
Масса прибора без футляра, кг.........................5
Динамограф состоит из силоизмерительного устройства и самописца с ходоуменыпителем, смонтированных в одном блоке. В силоизмерительное устройство входят два рычага-вилки и гидравлическая мессдоза (трансформатор давления), которая встроена в верхний рычаг и представляет собой полость, заполненную жидкостью и перекрытую мембраной из тонкой листовой
572
Рис. 2.77. Гидравлический динамограф ДГ-3
/ — стрелка с пером; 2 — корпус самописца, 3 — геликоидальная манометрическая пружина; 4 — возвратная пружина ходоуменьшителя; 5 — винт ходоуменьшителя; 6 — столик; 7 — ведомый ролик; 8 — капиллярная трубка; 9 — верхняя траверса; 10 — силоизмерительиое устройство, 77 — верхняя штанга (устьевой шток); 12 — нижняя траверса канатной подвески; 13 — шнур; 14 — направляющий ролик; 15 — сменный мерный шкив; 16 — ведущий ролик
латуни. К нижней стороне мембраны прилегает поршень, который передает на нее усилия, возникающие при работе динамографа, и создает в полости мессдозы давление жидкости, пропорциональное приложенному усилию [36, 40, 43].
573
Рычаги силоизмерительного устройства 10 вставляются между траверсами канатной подвески так, что вся нагрузка, воспринимаемая верхней траверсой 9, передается через них на нижнюю 12. При этом верхний рычаг опирается на нижний в двух точках: через стальной шарик, установленный на поршне мес-сдозы и через цилиндрический ролик, который закладывается в поперечные канавки на противоположной стороне рычагов. Переставляя этот ролик из одних канавок в другие, можно изменять масштаб измерения усилий (40, 80, 100 кН).
Корпус самописца 2 укреплен при помощи кронштейна на верхнем рычаге силоизмерительного устройства. В верхней части самописца расположена геликоидальная манометрическая пружина 3, на оси которой закреплена стрелка с пером 1. Полость пружины сообщается с полостью мессдозы капиллярной трубкой 8.
Изменение давления жидкости в гидравлической системе мессдозы — капилляр — геликоидальная пружина вызывает поворот стрелки с пером на угол, пропорциональный нагрузке в точке подвеса штанг.
Конец пера касается цилиндрической поверхности столика б, по краям которого размещены ведущий 16 и ведомый 7 ролики с диаграммной бумажной лентой. Столик, в свою очередь, закреплен на каретке, которая перемещается по вертикальным направляющим при помощи ходоуменьшителя, повторяя в заданном масштабе возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг.
Механизм ходоуменьшителя состоит из ходового винта 5, ходовой гайки, неподвижно закрепленной на каретке, возвратной пружины 4 и сменного мерного шкива 75. На мерный шкив намотан шнур, свободный конец которого проходит через направляющий ролик 14 я укрепляется на устье скважины.
Во время движения динамографа вместе с канатной подвеской вверх разматывающийся шнур вращает шкив и ходовой винт, при этом каретка со столиком передвигается в верхнее положение, а возвратная пружина взводится. При ходе подвески вниз возвратная пружина, вращая ходовой винт в обратную сторону, перемещает каретку в крайнее нижнее положение.
Перемещение каретки можно менять, устанавливая мерные шкивы различного диаметра. Динамограф комплектуется двумя
574
шкивами, которые обеспечивают масштабы измерения перемещений 1:30, 1: 45. Изменение перемещения в масштабе 1 15 обеспечивается мерным шкивом, постоянно соединенным с ходовым винтом. Выбор того или иного масштаба определяется длиной хода устьевого штока: при длине хода до 1,2 м применяется масштаб измерения 1:15, до 2,1 м — 1:30 и до 3,5 м — 1:45.
Самописец динамографа снабжен также специальным устройством для перемещения диаграммной ленты без остановки станка-качалки.
Технология динамографирования. Перед динамографирова-нием тарированный прибор ДГ-3 подготавливается к работе:
прибор заправляется диаграммной лентой;
перо заправляется чернилами;
проверяется нулевое положение пера;
прочерчивается нулевая линия.
При подготовке динамографа к работе опорные ролики устанавливаются в зависимости от длины хода и нагрузки. Если нагрузка не известна, их следует установить сначала на наибольшую нагрузку, чтобы не перегрузить силоизмерительную часть прибора.
В зависимости от типа канатной подвески монтаж динамографа производится следующим образом.
При наличии канатной подвески типа ПКН: станок-качалка останавливается в крайнем нижнем положении; траверса подвески разводится при помощи имеющихся на ней двух подъемных винтов; в образовавшееся окно вводится силоизмерительная часть прибора, которая должна быть установлена центрич-но; после этого верхняя траверса плавно опускается на рычаги силоизмерительного устройства и станок-качалка пускается в работу.
На канатной подвеске типа ПСШ: станок-качалка останавливается в нижнем положении, не доходящем до крайнего на 20—25 см; на крышку головки устьевого сальника устанавливается штангодержатель, обхватывающий устьевой шток. К конструкции штангодержателя предъявляются следующие требования: он должен надежно удерживать шток и не портить его поверхность. После монтажа штангодержателя станок-качалку пускают в работу на время, необходимое для разводки траверсы канатной подвески.
575
Разводка происходит за счет того, что штангодержатель упирается в крышку головки устьевого сальника и удерживает в неподвижном состоянии устьевой шток вместе с верхней траверсой, а нижняя траверса с канатом движется относительно штока.
В образовавшееся окно вводится силоизмерительная часть динамографа, станок-качалка растормаживается и нижняя траверса плавно возвращается в исходное положение. Далее станок-качалка останавливается для демонтажа штангодержателя, а затем запускается в работу.
После монтажа динамографа в канатной подвеске следует вручную прочертить линию веса штанг. Для этого станок-качалка останавливается в крайнем нижнем положении, когда его балансир не перешел нижнюю мертвую точку. Отметив линию веса штанг, перо поднимается со столика с бумагой и СК запускается в работу. На ходу, в течение первых нескольких качаний, регулируется ход столика динамографа таким образом, чтобы при крайнем верхнем положении балансира храповик ведущего ролика не доходил на несколько миллиметров до его шестерни. После этого свободный конец приводного шнура закрепляется на устье скважины так, чтобы обеспечивалась параллельность с устьевым штоком.
Динамограмма записывается в результате опускания пера при помощи арретира на столик динамографа. Динамограмму следует записывать после выхода скважины на прежний режим, изменение которого было связано с предыдущей остановкой для монтажа прибора в канатной подвеске.
После записи динамограммы прочерчивается линия суммарного веса штанг и жидкости. Для этого СК останавливается в крайнем верхнем положении, когда балансир не перешел верхнюю мертвую точку.
Необходимо, не запуская скважины, эту линию прочертить через 5—7 мин повторно, чтобы установить, наличие утечек.
После снятия динамограммы прибор демонтируется, определяется число полных качаний станка-качалки и оформляется динамограмма.
При оформлении динамограммы должны быть зафиксированы следующие данные: дата динамографирования, номер скважины, номер динамографа, положение ролика между силоизмерительными рычагами, тип станка-качалки, длина хода устьевого штока, число качаний балансира в минуту, масштаб измерения перемещения.
576
Рис. 2.78. Теоретическая (1) и фактическая (2) дииамограммы
Теоретическая динамограмма. Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы штангового насоса имеет форму параллелограмма (см. рис. 2.78). Она строится для условий, когда насос исправен и герметичен, цилиндр насоса заполнен несжимаемой жидкостью, погружение насоса под динамический уровень равно нулю, в насосной установке не возникают динамические нагрузки, коэффициент наполнения насоса равен единице.
Процесс восприятия нагрузок штангами изображается наклонной линией АБ. Отрезок Б, Б соответствует в масштабе перемещений сумме деформаций штанг и труб. Прямая БВ, параллельная оси абсцисс, отвечает максимальной статической нагрузке у точки подвеса за ход вверх.
Процесс разгрузки штанг в условиях полного заполнения цилиндра несжимаемой жидкостью протекает аналогично процессу восприятия нагрузки и изображается линией ВГ, параллельной АБ. Дальнейшему движению устьевого штока вниз при постоянной нагрузке, равной весу штанг в жидкости минус силы трения, соответствует прямая ГА.
Действительная динамограмма работы штангового насоса отличается от теоретической в основном из-за влияния сил инерции и колебательных процессов в колонне штанг. Вследствие влияния сил инерции динамограмма оказывается повернутой на некоторый угол по часовой стрелке, а продольные колебания в колонне штанг вызывают волнообразное изменение нагрузки на устьевой шток.
Для полного и правильного чтения динамограммы необходимо выявить все факторы, влияющие на работу насоса. Для этого на основе практической динамограммы производят расчет эле-
37 Ивановский
577
ментов и построение теоретической динамограммы и их совмещение. Этот процесс называется обработкой динамограммы.
Построение теоретической динамограммы выполняется следующим образом (см. рис. 2.78).
Измерение нагрузки в точке подвеса штанг производится по вертикали, приведенной перпендикулярно к нулевой линии динамограммы, которая прочерчивается перед монтажом динамографа на канатной подвеске.
Нагрузка Р определяется по формуле
Р = Lp, (2.144)
где L — расстояние по вертикали от нулевой линии до точки, где измеряется нагрузка, мм; р — масштаб усилий динамографа, кг/мм.
Масштабом усилий называется величина нагрузки на устьевой шток, вызывающей отклонение пера самописца по вертикали на 1 мм. Масштаб усилий можно найти и после динамомет-рирования из выражения
P = PJL., (2.145)
где Lo — расстояние от нулевой линии до линии веса штанг, мм.
Для точного определения масштаба усилий динамограф следует периодически тарировать. Тарировку можно производить на универсальной тарировочной машине или гидравлическим прессом для всех трех масштабов измерения усилий.
Перемещения по динамограмме измеряются по горизонтали как расстояния между перпендикулярами, проведенными к нулевой линии через заданные точки динамограммы. Для измерения фактического перемещения необходимо знать масштаб перемещений т, представляющий собой отношение длины хода устьевого штока S к длине динамограммы I (линия АГ, или Б,В),
m = S/l. (2.146)
Для построения расчетной динамограммы необходимо подсчитать статическую нагрузку, вес колонны штанг и деформацию труб и штанг. Статическая нагрузка определяется по формуле
578
Р = Р + Р , (2.147)
СТ Ж Ш ’ ' '
где Рж — вес жидкости над плунжером насоса;
Р = F Н р g 10 Л
ж пл д г т ° ’
(2.148)
где — площадь сечения, плунжера, м2; // — динамический уровень жидкости, м; рт — плотность жидкости в подъемных трубах, кг/м3; Р'и — вес колонны штанг в жидкости;
Р^ЛРш, (2-149)
где А = (рш - рт)/рш, р'ш= +<1212+(2-150)
Для нанесения линии веса штанг на динамограмму (см. рис. 2.78) определяется ее удаление от нулевой линии из выражения
£0=^/р. (2.151)
Отложив величину La на перпендикулярах, проводят линию АГ(. Расстояние линии статической нагрузки от нулевой линии подсчитывается по формуле
кт = Р„/Р- (2-152)
Отложив £ст на вертикальной оси динамограммы, проводят горизонтальную линию Б(В.
Линия восприятия нагрузки АБ находится отложением на линии Б,В величины деформации труб и штанг в масштабе. Деформация труб и штанг определяется по формуле.
Л = Лш + Лт = Рж£сп(1//ш +1//т)/2,1-105. (2.153)
Величина отрезка, соответствующего значению деформации труб и штанг, составляет
Б, Б = Л/т. (2.154)
579
Отложив на линии веса штанг линию Г^Г = Б]Б и соединив точки А, Б, Г и В, определяют линию восприятия нагрузки АБ и линию снятия нагрузки ВГ.
На динамограмме линия Б,В представляет собой длину хода устьевого штока 5, линия БВ — длину хода плунжера 5пл, а линия АГ — полезный или эффективный ход плунжера 5ф. Из-за неполного заполнения цилиндра жидкостью линии БВ и АГ на практических динамограммах могут быть не равными. Используя соотношения этих величин в масштабе, можно определить коэффициенты подачи т] и наполнения насоса Р [31].
n = V‘v=Ar/E,B;
(2.155)
Р = 5Л/5 =АГ/БВ. “ эф' пл '
(2.156)
Практические динамограммы. В зависимости от параметров штанговой насосной установки практические динамограммы нормальной работы насоса имеют весьма разнообразные очертания (рис. 2.79).
На форму динамограммы существенно влияют глубина спуска насоса, число качаний балансира, наличие свободного газа в цилиндре насоса, неисправность клапанных узлов и т.д.
Так, с увеличением глубины спуска насоса увеличивается высота линии нагрузки при ходе вниз по отношению к нулевой линии, возрастает нагрузка от веса жидкости при сохранении отношения веса штанг к весу жидкости, на динамограмме укладывается меньшее число полуволн колебаний нагрузки.
С увеличением числа качаний на динамограмме появляются затухающие волнообразные изменения нагрузки при ходе плунжера вверх и вниз.
При наличии утечки жидкости в нагнетательной части насоса (см. рис. 2.79, динамограммы 4, 5) процесс восприятия нагрузки изображается линией, имеющей меньший угол наклона к горизонтали, чем линия восприятия нагрузки при нормальной работе насоса; правый верхний угол динамограммы закруглен; линия снятия нагрузки идет более круто и угол, образуемый ею и нулевой линией, имеет больший наклон.
Характерные особенности динамограммы насоса, имеющего утечки в приемной части, следующие см. рис. 2.79, динамограм-
580
1 2 3
7 8 9
12 14 15
19 20 21
25 26 27
31 32 33
4 5 6
10 11 12
16 17 18
КОЧ
22 23 24
S'—
28 29 30
34 35 36
Рис. 2.79. Практические динамограммы работы штангового насоса
1—3 — нормальная работа насоса, 4, 5 — утечки в нагнетательной части насоса, 6 — не работает нагнетательная часть насоса, 7 — утечки в приемной части насоса, 8 — не работает приемная часть насоса, 9, 10 — одновременные утечки в приемной я нагнетательной части насоса, 11, 13 — влияние газа на работу насоса, 12— срыв подачи насоса газом, 14 — влияние газа и утечки в приемной части насоса, 15 — влияние газа и утечки в нагнетательной части насоса, 16 — влияние газа и запаздывание посадки нагнетательного клапана, 17 — запаздывание посадки всасывающего клапана, 18 — запаздывание посадки нагнетательного клапана, 10—запаздывание посадки всасывающего и нагнетательного клапанов, 20 — фонтанные проявления, 21 — обрыв (отворот) штанг, 22 — обрыв (отворот) штанг у плунжера, 23 — удар штанг при ходе вниз, 24 — удар штанг при ходе вверх, 25 — низкая посадка плунжера, 26 — пропуск жидкости в конце хода плунжера вверх, 27 — сработка плунжерной пары, 28 — всасывающий я нагнетательный клапан забиты грязью, 29-----низкая посадка плунжера, загрязнение
клапанов, 30 — заедание плунжера в нижнеи части насоса, 31 — заклинивание плунжера во вставном насосе, 32 — заклинивание плунжера в невставном насосе, 33 — заклинивание плунжера в средней части насоса, 34 — высокая посадка плунжера, 35 — утечки в трубах, 36 — полный выход плунжера из цилиндра насоса причем с ростом числа качании увеличивается их амплитуда, а число полуволн уменьшается
581
ма 7: процесс снятия нагрузки изображается линией, угол наклона которой к нулевой меньше, чем у линии снятия нагрузки при нормальной работе насоса; левый нижний угол динамограммы закруглен; линия восприятия нагрузки идет более круто и угол между ней и нулевой линией имеет больший наклон.
Если насосная установка имеет одновременные утечки в приемной и нагнетательной частях, то динамограмма имеет закругление левого нижнего и правого верхнего углов (см. рис. 2.79, динамограммы 9, 10).
Утечка жидкости из НКТ не придает динамограмме каких-либо специфических очертаний. Однако при помощи динамогра-фирования можно установить ее наличие. Для этого при остановленном СК несколько раз прочерчивают линию максимальной нагрузки в течение 10—15 мин. Если эта линия при повторной записи не совпадает с первой, то имеют место утечки через НКТ.
Динамограммы работы штангового насоса при откачке жидкости с газом имеют следующие характерные очертания (см. рис. 2.79, динамограммы 77—75): линия снятия нагрузки представляет собой кривую с той или иной кривизной, выпуклость которой обращена влево вверх; процесс снятия нагрузки протекает замедленно, вследствие чего открытие нагнетательного клапана происходит позже, чем при нормальной работе; левый нижний и правый верхний углы динамограммы острые; линии снятия и восприятия нагрузки параллельны.
При низкой посадке плунжера снижение нагрузки и последующий набор этой нагрузки на динамограмме записывают по-разному. Если удар нерезкий, нагрузка снижается плавно, посадка плунжера записывается в виде петли в нижнем левом углу динамограммы (см. рис. 2.79, динамограмма 25). Линия восприятия нагрузки отодвигается вправо от своего нормального положения. Петля удара всегда располагается ниже линии веса штанг. При ударах плунжера полезная длина его хода уменьшается на длину горизонтальной проекции петли.
При высокой посадке плунжера динамограмма имеет петлю в верхнем правом углу (см. рис. 2.79, динамограмма 34). Часто петля располагается выше линии статической нагрузки.
Обрыв (отворот) штанг записывается на динамограмме в виде узкой горизонтальной замкнутой линии. Динамограмма совпадает с линией веса штанг, если обрыв произошел у самого плунжера
582
(см. рис. 2.79, динамограмма 22. Чем выше глубина обрыва (отворота), тем меньше вес оставшейся части колонны штанг и тем ниже линии веса штанг располагается динамограмма (см. рис. 2.79, динамограмма 21).
В настоящее время в нефтяной промышленности при технической диагностике ШСНУ широкое распространение получили микропроцессоры.
Существует множество видов оборудования для диагностики и контроля за работой ШСНУ на базе микропроцессорных систем.
Так, например, фирма «АТК» (г. Пермь) [38] предлагает систему, состоящую из стандартного геликсного динамографа, датчика давления и перемещения, который соединен со вторичными приборами, предназначенными для хранения и первичной обработки информации, а также для передачи этой информации в ЭВМ для обработки и анализа полученных данных. Фирма поставляет также программное обеспечение, позволяющее определить до 14 параметров системы «пласт — скважина — установка», такие как: динамический уровень, дебит скважины, нагрузка в точке подвеса колонны штанг, коэффициенты подачи и наполнения насоса и некоторые другие. Однако при всех своих достоинствах этот способ динамометрирования имеет свои недостатки. К ним в первую очередь относиться необходимость остановки станка-качалки для монтажа динамографа, подвеска полированного штока на специальном зажиме, ручной монтаж и демонтаж динамографа между траверсами канатной подвески станка-качалки, невозможность телемеханизации процесса динамометрирования.
Подобное оборудование используется фирмой Dynapump (США) [38]. В этой системе геликсный динамограф заменен на электронные датчики давления, а персональный компьютер максимально приближен к скважине для оперативной обработки и анализа информации, а также выдача рекомендации по дальнейшей эксплуатации данной скважины. Система в целом мобильна и имеет ряд преимуществ перед ранее известными.
К недостатком этой системы относится невозможность телемеханизации процесса диагностирования. Система фирмы «Dynapump» является усовершенствованной моделью систе-
583
мы фирмы «Nabra Corps» (США), которая была создана ранее для фирмы «Shell» (США). Как уже было отмечено, одним из основных недостатков всех рассмотренных систем диагностики работоспособности ШСНУ является невозможность телемеханизации процесса диагностики. Этого недостатка лишены системы, разработанные фирмами «Mobil Oil Со» (США), «DELTA-Х» (США), «Baker САС» (США) [20, 38]. Система диагностики включает датчик нагрузки на колонне штанг, систему сбора данных и каналы от конечных устройств к ЭВМ. Система состоит из центрального, обрабатывающего информацию, комплекса и полевых компьютеров, обслуживающих группы скважин.
Оценка технического состояния ШСНУ проводится по результатам последовательных замеров определенных параметров работы. Система применяется не только для диагностики, но и для оптимизации режима работы установок, анализа нагружен-ности колонны насосных штанг, работы станка-качалки и его уравновешенности.
Другая система диагностирования ШСНУ разработана фран-цузкой фирмой «CIMSA» [20, 38] на базе микрокомпьютера «SYSTEP» и состоит из трех главных частей:
— локальная система отбора и обработки данных;
— центральная (диспетчерская) система;
— система связи.
Локальная система сбора данных выполняет следующие операции:
— снятие и хранение динамограмм;
— связь с диспетчерской.
Локальная система не проводит диагностику, она передает следующие данные в центральную:
— полную динамограмму скважины;
— технологический номер скважины;
— минимальные и максимальные значения нагрузки.
Диагностика скважины в центральной диспетчерской происходит на ЭВМ с участием оператора. Преимущество системы в том, что она позволяет управлять как одной скважиной, так и группами скважин.
Данная система включает в себя первичные датчики усилия, размещенные на траверсах канатной подвески СК, и углового
584
перемещения, размещенного в подшипнике опоры балансира СК. Отличительной особенностью данной системы от предшествующих является постоянный контроль и анализ основных параметров работы системы «пласт — скважина — оборудование» с помощью ЭВМ.
Система фирмы BAKER(CIIIA) типа ROD PUMP CONTRROLLER MODEL 8500 [38] предназначена только для наблюдения предельных величин нагрузки и состояния оборудования включено (отключено).
К преимуществу данной системы можно отнести:
— снижение эксплуатационных расходов;
— простота в эксплуатации;
— экономия электроэнергии.
Американская фирма «Technical Oil Tool Corporation» (TOTCO) [38] выпускает автоматические системы контрольно-измерительной аппаратуры для нефтегазодобывающих установок. Новая система «Datakc» для контроля, измерения и управления добычей, а также для сбора и обработки данных, о работе промысловой установки состоит из полевой станции, системы связи и центральной станции сбора и обработки данных. Полевая станция включает в себя дистанционный терминал, представляющий собой микрокомпьютер, который выполняет операции контроля, измерения, связи и управления на месте промысловой установки. На терминал поступает сигнал с аналоговых, дискретных и частотных датчиков, доступные для обслуживающего персонала на месте установки, ежедневно автоматически или при поступлении соответствующей команды передаются на центральную станцию обработки данных.
КОМПАНИЯ «ЭХОМЕТР» (США) [20, 38] предлагает комплексную систему исследования работы скважин SPE-24060. Для количественного динамометрического анализа необходимы данные высокой степени точности, для получения которых требуется использование калиброванного датчика.
Отслеживание движения полированного штока может осуществляться несколькими способами. Традиционно, положение полированного штока регистрируется вращательно-перемещаю-щимся датчиком. Преимущество этой системы состоит в высокой скорости обработки данных компьютером и чувствительности к ускорению датчика нагрузки.
585
Последнее возможно благодаря использованию очень компактного акселерометра на интегральной схеме, который встроен в элемент измерения нагрузки. Таким образом необходим только один кабель для соединения компьютера и датчика на-грузки/ускорения
Скорость движения полированного штока определяется путем интегрирования сигнала ускорения, а повторное интегрирования дает значение положения полированного штока как функции времени. В системе используется датчик нагрузки на полированном штоке (ДПШ) для быстрого и легкого получения динамометрических показателей. Датчик устанавливается и обслуживается одним оператором. С помощью зажима датчик крепится к полированному штоку и фиксирует необходимые для динамометрирования значения положения и нагрузки. В приборе используется чувствительный измеритель нагрузки напряжения для получения информации о нагрузке и акселерометр для получения информации о положении
Американская корпорация «Дельта-Х» предлагает систему DDI-01, представляющую собой динамометрический аналоговый интерфейс данных, который подсоединяется к любому IBM-совместимому компьютеру. Система принимает аналоговые сигналы от датчиков нагрузки, положения и тока и преобразует их для компьютера. Датчик нагрузки имеет подковообразную форму, датчик тока двигателя относится к типу хомутовых [20, 38].
В последнее время большое количество российских фирм занимается разработкой и внедрением систем диагностики работы скважинных штанговых насосов. Среди них необходимо отметить систему диагностики насосных установок СДНУ-ЗМ (разработчик — РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), аппар-тно-программный комплекс динамометрирования скважин «Квантор» (г. Набережные Челны), электронный динамограф MS-117 (фирма Маркетинг-Сервис, г. Набережные Челны), динамограф СИДДОС (фирма «СИАМ» г. Томск), комплекс диагностики скважин «КДС-П» (ПермНИПИнефть, г. Пермь), комплекс диагностики станков-качалок «Омега» (АОЗТ «Волжское конструкторское бюро», г. Самара) и другие. Практически все они основаны на анализе динамограмм, которые снимаются с помощью тензометрических датчиков нагрузки и дат
586
чиков перемещения головки балансира или полированного штока. Также, как в ранее рассмотренных системах («Дельта-Х», «ЭХОМЕТР», Dynapump), датчики нагрузки могут быть накладными (на полированный шток) или встраиваемые в канатную подвеску станка-качалки. Полученные в результате замеров динамограммы передаются на компьютеры по физическим линиям (проводные системы) или по системам радиосвязи. В некоторых конструкциях фирмы «Микон» (г. Набережные Челны) и фирмы «СИАМ» (г. Томск) микроЭВМ встроена в прибор, совмещенный с датчиком нагрузки. В этом случае микроЭВМ оснащена и датчиком акселерометром, заменяющим датчик перемещения полированного штока. Обработка динамограммы проводится компьютером по заданной программе, которая в основном повторяет методику, представленную в настоящем разделе книги. Кроме динамограмм указанные системы могут проводить замеры ваттметрограмм для определения уравновешенности станка-качалки. Некоторые из современных систем диагностики пытаются воссоздать принципы, заложенные в СДНУ-ЗМ в начале 90-х годов XX века: тестирование клапанов скважинного штангового насоса, определение негерметичных интервалов колонны НКТ, использование системы для точного определения действительного дебита насосной установки, построение плунжерной динамограммы с определением нагрузок в штанговой колонне в любом ее сечении.
Кроме отсутствия субъективного подхода к анализу динамограмм и ваттметрограмм, электронные системы диагностики имеют важное преимущество, заключающееся в сохранении всех данных по исследованию скважин в хронологическом порядке. Это позволило создавать базы данных на нефтедобывающих предприятиях, которые используются для отслеживания правильности разработки месторождения и движения нефтепромыслового оборудования.
587
ел оо оо
График движения
Динамограмма:4-й полуцикл
Ртах» 22.7 кН
Pmzn= 13.8 кН
Етр.вв.=0.8 кН
Етр.вн.“0.6 кН Оид- 21.3 тА3/сут Qp= 15.3 и>А3/сут
Расчетные величины
Рза6= 14.05 МПа
Рпр” 3.59 МПа
Р'шт= 16.8 кН
Ржид- 2.7 кН
КПД” 71.8%
Кпрод- 1.1 тА3/МПа*сут
Сигма: гпах— 59.7 МПа ш.п= 36.4 МПа пр= 26.3 МПа
Lp нас» 1119 и> 1рек- 1006 а
Диагноз
Влияние газа на приеме насоса
Рекомендуемая глубина спуска насоса — 1006 м
Рис. 2.80. Рапорт диагностики состояния СШНУ, полученный с помощью системы диагностики СДНУ-Зм и программного обеспечения «Диагност»
оо
Рис. 2.81. Рапорт диагностики состояния СШНУ, полученный с помощью системы диагностики СДНУ-Зм и программного обеспечения «Качалка»
2.2.11. СКВАЖИННЫЕ ШТАНГОВЫЕ НАСОСЫ-ОСНОВНЫЕ ВИДЫ И ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Скважинный штанговый насос представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами и длинным проходным плунжером (рис. 2.82). При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опуска-
ющегося в цилиндр штока, т.е. действия.
По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора — с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными поршневыми кольцами. Скважинные штанговые насосы делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на тру-
это насос дифференциального
Рис. 2.82. Конструктивные схемы невставных (трубных)
насосов:
/ — шток клапана; 2 — муфты, 3 — втулки, 4 — кожух, 5 — плунжер; 6 — нагнетательный клапан, 7— захват клапана, 8 — крестовина, 9 — всасывающий клапан
590
бах, а плунжер и клапаны — на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером).
В отличие от остальных насосов к основным параметрам скважинных штанговых насосов относятся номинальный диаметр плунжера (или цилиндра) и длина хода плунжера. Схемы насосов и их основные параметры установлены с 2002 года государственным стандартом Российской Федерации (ГОСТ-Р 51896-2002), а до этого времени — отраслевым стандартом (ОСТ) и техническими условиями (ТУ). Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов, предусмотренных ГОСТ-P, и их технические характеристики будут представлены ниже [52].
Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм — до 1500 м, 1800 мм — 1800 м и более.
Современные скважинные штанговые насосы, широко применяемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или без-втулочный (цельнометаллический) цилиндр.
Втулочный насос (например — НВ1С) имеет цилиндр, набранный из втулок 3 длиной по 304 мм, размещенных в кожухе 4 и зажатых концевыми муфтами 2. К нижней муфте подсоединен узел всасывающего клапана 9. В цилиндре движется плунжер 5, имеющий узел нагнетательного клапана 6 (см. рис. 2.82).
Насос с безвтулочным цилиндром (НВ1Б, НВ2Б, НН2Б и др) имеет цельный цилиндр с концевыми резьбами. К резьбе подсоединены переводники. К нижнему переводнику подсоединен узел всасывающего клапана, к верхнему — ограничитель хода плунжера. В цилиндре находится плунжер с нагнетательным клапаном. Цельнометаллический цилиндр представляет собой цилиндрическое тело, внутренняя поверхность которого является рабочей. Эта поверхность имеет малую шероховатость, высокую точность обработки и большую твердость, такую же, как и у втулок втулочного цилиндра.
591
Переход от втулочного к цельнометаллическому цилиндру позволяет уменьшить наружный диаметр цилиндра, а также снизить трудоемкость сборки насоса и изготовления цилиндра. Устраняется возможность сдвига втулок цилиндра при транспортировке, монтаже и эксплуатации насосов. Насосы с цилиндром без втулок изготавливаются трубными (насосы НН2Б, ННБА и др.) и вставными (насосы НВ1Б, НВ2Б).
Рассмотрим схемы и конструктивные особенности некоторых типов скважинных штанговых насосов широкого применения.
Трубные (невставные) скважинные насосы (НН) выполняют нескольких типов — НН1, НН2, ННА. Насос НН1 (см. рис. 2.82, а) состоит из штока с утолщением в верхнем конце, служащего для съема всасывающего клапана с его посадочного конуса и подъема клапана на поверхность вместе с плунжером. Цилиндр насоса остается подвешенным на трубах. Узел нагнетательного клапана находится в верхней части плунжера. На данном рисунке показано нижнее положение плунжера при рабочем ходе. Подъем на поверхность всасывающего клапана удобен и прост. Но наличие штока в конструкции и размещение нагнетательного клапана в верхнем торце плунжера создают большое мертвое пространство Ум в цилиндре насоса, что является причиной плохой работы насоса даже при небольшом газосодержа-нии в жидкости. Для устранения этого недостатка необходимо уменьшить мертвое пространство в насосе. Для этого нагнетательный клапан переносят в нижнюю часть плунжера и применяют специальный байонетный захват 7 и крестовину 5 для съема всасывающего клапана (см. рис. 2.82, б). Насос такой конструкции имеет шифр НН2. Его преимущество — небольшое мертвое пространство Ум в цилиндре насоса, что улучшает работу насоса при наличии свободного газа в жидкости. Однако захват и подъем на поверхность всасывающего клапана обычно трудоемкая и не всегда успешная операция, особенно в случае возможности отложения на деталях насоса асфальто-парафино-вых и смолистых веществ.
Вставной насос (НВ) имеет следующую конструкцию (рис. 2.83). Насос 5 опускают внутрь колонны НКТ 1, в которой установлено седло-конус 3 для посадки вставного насоса. Конус иногда имеет захватную пружину 4. Силы трения в конусе или силы трения и пружина, упирающаяся в выступ насоса, способ
592
ствуют удержанию насоса на месте в начале работы при ходе плунжера вверх. К достоинствам насоса относится то, что при его смене он поднимается на поверхность земли на штангах без подъема колонны НКТ. Плунжер, имеющий нагнетательный клапан в нижней своей части, создает малое мертвое пространство. Но, поскольку насос спускается внутрь колонны НКТ, он имеет меньший диаметр плунжера, чем трубный насос, спускаемый с теми же НКТ. Это ограничивает подачу вставного насоса, а также снижает скорость течения жидкости в НКТ. Последнее важно при отборе жидкости с песком, так как вынос его будет хуже. Обратный клапан 2 предохраняет от попадания песка в
цилиндр при
остановках насоса.
Современные вставные насосы типов НВ1 (с установочным замком в верхней части насоса) и НВ2 (с замком внизу) могут выпускаться со сдвоенными всасывающими и сдвоенными на-гнетальными клапанами. Такое дублирование клапанов принято из-за того, что вставные насосы обычно предназначены для спуска на большую глубину, чем трубные.
Рис. 2.83. Схема вставного насоса
1— НКТ; 2— обратный клапан, 3— седло, 4— пружина; 5 — насос; 6 — направление
Трубные насосы типа ННА с автоматическим сцеплением штанг со штоком плунжера насоса спускаются в сборе на колонне НКТ. Штанги спускаются после спуска насоса на заданную глубину и автоматически соединяются со штоком плунжера. Конструкцией насоса предусмотрено автоматическое рассоединение колонны штанг и штока плунжера перед подъемом насоса и открытие сливного клапана для опорожнения колонны НКТ от откачиваемой жидкости.
Такая схема насоса позволяет спускать цилиндр диаметром большим, чем внутренний диаметр НКТ. Это дает экономию
593
38 Ивановский
металла и позволяет иметь большую скорость потока жидкости при подъеме ее на поверхность. Последнее важно при отборе жидкости с песком для уменьшения возможности его оседания. Еще одним преимуществом данной конструкции насоса является отсутствие износа или повреждения плунжера невставного насоса при спуске в колонну НКТ.
Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром, выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между плунжером и цилиндром насоса):
1 группа посадки — от 0 до 0,063 мм;
2 группа посадки — от 0,025 до 0,078 мм;
3 группа посадки — от 0,050 до 0,113 мм;
4 группа посадки — от 0,075 до 0,138 мм;
5 группа посадки — от 0,100 до 0,163 мм.
При оснащении скважины насосом группа посадки выбирается в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней песка, размера его частиц и т.д.
Плунжеры насосов изготавливают из стали и покрывают износоустойчивым слоем хрома толщиной до 70 мкм. Плунжер может иметь концентричные или винтовые канавки, насечку. Канавки и насечка предохраняют плунжер от заклинивания песком. Для скважин с большим выносом песка применяют плунжер «пескобрей». Он имеет скошенную внутрь плунжера верхнюю кромку и углубленную в плунжер клетку, соединяющую его со штангами. Таким образом, плунжер как бы сбривает механические примеси со стенок цилиндра. Примеси поступают к клетке клапана, где их подхватывает поток откачиваемой жидкости, выносящий механические примеси из зоны контакта плунжер-цилиндр. Другие виды плунжеров для скважинных штанговых насосов рассмотрены ниже.
Втулки цилиндра выполняют из чугуна, стали марки 45 или 38Х2МЮА. Для упрочнения внутренней поверхности втулок их подвергают термообработке. Втулки из чугуна и ст. 45 подвергают закалке, а из стали марки 38Х2МЮА — азотированию на глубину 0,2—0,5 мм. В результате термообработки твердость внутренней поверхности втулок доводится у чугуна до HRC 36...45, у стали 45 — до HRC 50 и у стали марки 38Х2МЮА до HRA 80 и более.
594
Втулки выполняют с большой точностью, так как в наборе их может быть 12 и более. Контакт их торцов при сжатии втулок должен быть герметичен, а внутренняя полость сборки втулок должна представлять собой прямолинейный цилиндр с малой шерохова-тостью и малым отклонением в размерах цилиндра.
Цельнометаллический цилиндр изготовляется из стали марки 40Х. К внутренней поверхности его предъявляются те же требования, что и к втулочному цилиндру. Клапаны насосов шариковые. Шарик притирается к седлу. Седло имеет меньшую твердость, чем шар, что увеличивает срок службы этой пары. Рабочая кромка седла углублена и защищена «ложной» фаской от ударов шаром.
Насосы с неметаллической рабочей поверхностью плунжера типа НВ 1м и НН2м могут иметь гуммированный плунжер (рис. 2.84) или плунжер с манжетами.
Рис. 2.84. Схема гуммированного плунжера
Гуммированный плунжер изготовляют вулканизацией или приклеиванием резиновых частей к плунжеру. Верхнее уплотнение имеет подвод жидкости из плунжера в свою внутреннюю полость. Поскольку нагнетательный клапан расположен внизу плунжера, под действием давления жидкости распирается верхнее уплотнение. Остальные гуммированные части изготовлены так, что входят в цилиндр с натягом и тоже воспринимают определенную часть перепада давления. На плунжере обычно имеется четыре-шесть гуммированных уплотнений или манжет.
Цилиндры этих насосов делают без втулок и с втулками. Размер диаметра цилиндра не требует высокой точности, но поверхность его должна иметь весьма малую шероховатость. Такие насосы значительно дешевле втулочных. Но большого перепада давления они не выдерживают и предназначены для малых и средних величин динамического уровня. Ограничено также со
595
держание песка в жидкости. Цилиндр насоса имеет невысокую
твердость, поэтому пара резина — сталь недостаточно износоустойчива. В трубных насосах типа НН2м при спуске и подъеме плунжера его манжеты могут быть повреждены о внутренние дефекты колонны НКТ или отложения на внутренней стенке НКТ.
Для отбора из скважин высоковязкой жидкости выпускаются стандартные насосы с двумя плунжерами (типа ННД2 и НВ2Д2) по схеме, представленной на рис. 2.85. При ходе сбор-
ки плунжеров вниз давление столба жидкости в НКТ будет передаваться на верхний плунжер 6 и нагнетальный клапан 5. При этом под плунжером би клапаном 5 будет давление всасывания, так как жидкость из скважины будет поступать через открытый клапан 3 в полость 4. Таким образом, при ходе плунжеров и штанг вниз создается сила, действующая сверху вниз и растягивающая шток 8и штанги, что предупреждает зависание штанг в вязкой жидкости и их продольный изгиб. При отборе высоковязкой жидкости и обычных схемах штанговых насосов трение штанг о жид
кость не позволяет штангам достаточно быстро опускаться, головка балансира опускается вниз быстрее штанг, что приводит к рассогласованию движения головки балансира станка-качалки и колонны штанг, возникновению значительных ударных нагрузок и снижению работоспособности установок.
Подача такого насоса определяется длиной хода и разностью площадей цилиндра 1 нижней насосной части (с плунжером 2) и цилиндра 7 верхней насосной части.
Рис. 2.85. Схема насоса для отбора вязких жидкостей
596
Насосы НВ1Д2 предназначены для отбора жидкости с большим содержанием свободного газа. Жидкость в них при движении плунжерной сборки вниз попадает через входной клапан, расположенный в нижнем плунжере, в полость между плунжерами. Это происходит из-за увеличения объема межпунжер-ной зоны и уменьшения в ней давления. При ходе плунжеров вверх объем межпунжерной зоны уменьшается, что приводит к закрытию нижнего клапана, открытию нагнетательного клапана в верхнем плунжере и перемещению жидкости в полость 4 и в НКТ.
Сравнение характеристик насосов
Области применения насосов в зависимости от характеристики откачиваемой смеси приведена в табл. 2.21. Буквы П, В и Т, включенные после обозначения насоса, соответствуют следующим конструктивным особенностям: П — насос с седлами клапанов из твердых сплавов; В — то же, с пескозащитным устройством и сепаратором; Т — с седлами клапанов из твердых сплавов и с полым штоком (для подъема жидкости по полым штангам) [15].
Таблица 2 21
Области применения штанговых насосов
Тип насоса Содержание (г/л), не более Вязкость (Па-с), не более
механических примесей свободного газа
НСН1, НСН2, НСВ1, НСВ2 НН2, НВ1, НВ2 1,3 10 0,025
НВ1П 1,3 10 0,025
НВ1И, НН2И, НСН2Т Свыше 1,3 10 0,015
НСВГ, ННГ 1,3 10 0,1
НСВД, НВД 1,3 25 0,015
НСНА, ННА 1,3 10 0,025
Примечание Минерализация жидкости — не более 200 мг/л, pH = 4,2—9,8,
содержание сероводорода — не более 0,1 об %
597
Сравним параметры насосов. Меньшими подачами обладает НСН1, так как у него из-за штока ограничена длина хода плунжера. Вставные насосы НВ1 имеют большую подачу, но примерно в 2 раза меньшую, чем трубные насосы НН2. Достижимые напоры, наоборот, меньше у трубных насосов НН (обычно до 1200—1500 м), чем у вставных (до 2500 м). Насосы с неметаллическим плунжером имеют самую большую подачу, примерно вдвое большую, чем НН2, а напор — до 1800 м. Вставные втулочные насосы выпускают с плунжером диаметром до 70 мм, трубные втулочные — с диаметром плунжера до 120 мм. Однако область применения насосов ограничена для скважин с малыми диаметрами обсадных колонн (табл. 2.22). С другой стороны, применение вставных насосов ограничено наличием в откачиваемой жидкости механических примесей и асфальто-смо-ло-парафинистых веществ, которые могут откладываться при откачке как в колонне НКТ, так и в самих замковых устройствах (якорях) скважинных вставных насосов. Это может привести к осложнениям при подъеме вставного насоса — образовании песчаной или парафинистой пробки или «пыжа» и даже заклинивании насоса с последующим обрывом колонны штанг.
Таблица 2 22
Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах
Тип и наибольший условный размер скважинного насоса Диаметр обсадной колонны скважины, мм
номинальный наименьший внутренний
НН-70 НВ-57 140 122
НН-95 НВ-70 146 130
НН-120 168 148
Огромное количество разнообразных условий эксплуатации скважинных штанговых приводит к тому, что кроме стандартных видов насосов имеется большое число конструкций, приспособленных к конкретным геолого-техническим условиям месторождений.
598
Так, например, российская фирма ООО «Экогермет» разработала и внедрила новые типы штанговых насосов для добычи нефти. Конструкция основных узлов насосов — уплотнений цилиндра и плунжера, клапанных узлов и сливных устройств — коренным образом отличается от конструкции узлов штанговых насосов, выпускаемых в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) и с отечественными стандартами [53].
Стоимость цилиндра составляет около 70 %, а стоимость плунжера в зависимости от материального исполнения от 20 до 25 % от общей стоимости насоса. Изношенная пара не поддается ремонту и нефтяники вынуждены списывать дорогостоящие насосы и закупать новые. Большие энергетические потери нефтяники несут при длительной эксплуатации СШН, которые работают с низким объемным КПД. Практика показывает, что серийные насосы сначала работают с достаточно высоким коэффициентом подачи, но по мере износа уплотнения коэффициент подачи падает. Когда коэффициент подачи снижается до 0,3—0,4 насос поднимают для его замены или ремонта. Спуско-подъемная операция стоит в 3—5 раз дороже самого насоса и поэтому нефтяники вынуждены эксплуатировать СШН при достаточно низких значениях КПД. Замена насоса также приводит и к простоям скважин. Таким образом, применение бесконтактного щелевого уплотнения плунжерно-цилиндровой пары в серийных СШН создает проблемы как при их изготовлении, так и при эксплуатации, которые в конечном итоге приводят к удорожанию себестоимости добываемой нефти. С целью устранения вышеназванных проблем предложен новый тип уплотнения плунжерно-цилиндровой пары СШН, конструкция которого защищена патентами России и США [54].
Устройство относится к классу контактно-лабиринтных механических уплотнений. Оно состоит минимум из двух плавающих колец, которые с помощью упругих элементов прижимаются одновременно к уплотняемой цилиндрической поверхности и друг к другу своими торцовыми поверхностями. Для получения максимального эффекта кольца должны прижиматься к уплотняемой поверхности с противоположных сторон.
Первое кольцо (слева) перекрывает верхнюю половину уплотнительного зазора, при этом в нижней части зазор максимальный; второе кольцо перекрывает нижнюю половину зазора,
599
при этом максимальный зазор остается вверху. Суммарная площадь сечения уплотнительного зазора, образованного парой эксцентрично смещенных и прижатых друг к другу колец, намного меньше площади сечения зазора, образованного одним кольцом. В начальный момент работы машины уплотнительные кольца контактируют с уплотняемой поверхностью по линии и жидкость из области высокого давления движется в область низкого давления слева направо по щелевому зазору переменного сечения. По мере приработки трущихся уплотнительных поверхностей площадь контакта увеличивается и уплотнение из контактно-щелевого превращается в контактное, в котором непрерывный уплотнительный поясок состоит из двух смещенных сегментов (заштрихованная площадь). В реальных конструкциях уплотнений используется несколько пар колец, причем каждая последующая пара повернута вокруг оси на определенный угол по отношению к предыдущей паре. Герметизирующая способность уплотнения зависит от количества пар уплотнительных колец. В отличие от самоуплотняющихся эластомерных уплотнений контактная нагрузка в паре трения в этом типе уплотнения не зависит от перепада давления и поэтому она может работать при очень высоких давлениях среды (до 50 МПа и выше) с минимальным износом. Долговечность работы уплотнения обеспечивается также за счет компенсации износа уплотнительных поверхностей. В качестве упругих элементов используется резиновая обойма, которая одновременно служит и уплотнением между уплотнительными кольцами и неподвижным корпусом.
Приняв за основу механическое уплотнение по патенту № 2037077 ООО «Экогермет» разработало и внедрило два типа штанговых насосов: поршневой и плунжерный.
Поршневые насосы новой конструкции отличаются от серийных тем, что вместо длинномерного плунжера в них используется короткий поршень с механическим уплотнением. Такие насосы имеют обозначение соответственно НВ —2СП и НН-2СП.
Сборные поршни типа 2СП (рис. 2.86) включают в себя механическое уплотнение, состоящее из двух резиновых обойм, на эксцентричных буртах которых размещено 24 стальных уплотнительных кольца. Обоймы вместе с кольцами монтируются на полый корпус поршня, в верхней части которого имеется переходник для соединения с колонной штанг. Нижняя часть корпу-
600
Рис. 2.86. Схема сборного поршня типа 2СП:
1 — корпус поршня; 2, 3 — кольцо соответственно стальное и резиновое. 4 — резиновая обойма;
5 — кольцо уплотнительное; 6 — корпус клапана;
7 — клапан типа К, 8 — опора седла клапана
са поршня на резьбе соединяется с корпусом шарикового клапана отечественной конструкции.
Наработка цилиндро-поршневой группы насосов с поршнями типа 2СП повысилась для изношенных цилиндров в среднем на 10—20 %, а для новых цилиндров в 2—3 раза. При этом следует учесть, что при ремонте насосов с использованием сборных поршней типа 2СП не требуется механическая обработка цилиндра. Это дает значительный экономический эффект. Так, стоимость ремонта штангового насоса таким способом составляет примерно 30 % от стоимости нового насоса (замене подлежит только плунжер и клапаны), а ремонт с механической обработкой цилиндра около 85 %. Использование сборных поршней типа 2СП в новых цилиндрах дает гораздо больший экономический эффект за счет повышения КПД насоса и уменьшения спуско-подъемных операций. По той же схеме может быть собран скважинный насос с длиной хода 30 м, в котором ци
линдр составлен из восьми стандартных цилиндров. Ввиду того,
что в механическом уплотнении нет зазора между цилиндром и уплотнительными кольцами, насосы типа НН-2СП лучше работают на загрязненных жидкостях, чем серийные насосы. Никаких специальных противопесочных приспособлений здесь нет. Песок или другие механические частички просто «сбриваются» с поверхности цилиндра. В механическом уплотнении созданы лучшие условия для смазки трущихся поверхностей, так как каж
601
дое кольцо с одной стороны контактирует с цилиндром, а с другой стороны образует зазор, своего рода канавку, в которой собирается смазка и изношенные частички. Известно, что изнашивание пар трения в абразивной среде меньше, если одно из тел установлено на упругом основании. Наличие упругой обоймы также дает возможность работать поршню в частично изношенном цилиндре, где имеются выработки. В обычном насосе если в цилиндре образовался уступ, то при смене длины хода плунжер в этом месте заклинивает.
Кроме функциональных преимуществ насосов с поршнем типа 2СП, имеются также и технологические преимущества. Стоимость изготовления, ремонта и эксплуатации этих насосов значительно ниже, чем стоимость аналогичных серийных насосов. Во-первых, ввиду того, что механическое уплотнение значительно короче серийного плунжера, то и сам насос более чем на 1 м короче стандартного при той же длине хода. Конструкция цилиндра упрощается, так как нет необходимости в удлинителях. Отпадает необходимость в прецизионных (импортных) трубах для изготовления цилиндров. Требования по точности изготовления наиболее трудоемких цилиндров и поршней также могут быть снижены.
В плунжерном насосе механическое уплотнение, через которое проходит плунжер, установлено в неподвижном корпусе, который соединяется с колонной НКТ. Для того чтобы уменьшить длину плунжера, в корпусе устанавливается не одно, а два или три механических уплотнения, расстояние между которыми должно быть меньше длины плунжера. В насосах с приводом от станка-качалки и длиной хода до 3-х метров длина плунжера принята 1200 мм. Корпус насоса состоит из отрезков НКТ, соединенных между собой 3-мя муфтами, в которых размещены механические уплотнения. Плунжер проходит последовательно одно за другим механические уплотнения не нарушая процесса всасывания или нагнетания. Таким образом, в плунжерном насосе отсутствует наиболее трудоемкая деталь — цилиндр. Поэтому такие насосы названы бесцилиндровыми — насосы типа НСБ [54].
Секционная конструкция позволяет создавать насосы типа НСБ практически с любой длиной хода (рис. 2.87). Для длинноходовых установок с ленточным приводом (ДГУ) были разрабо
602
таны и внедрены насосы типа НСБ45-120 и НСБ57-120 с длиной хода до 120 м. В колонне НКТ были установлены через каждые 5 м муфты с механическим уплотнением. Через эти муфты проходит плунжер длиной 5,2 м. Над плунжером устанавливаются грузовые штанги.
К основным требованиям, относящимся к разрабатываемым скважинным насосам, в первую очередь, относятся требования по снижению амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг, имеющей решающее влияние на долговечность многих элементов ШСНУ [1].
Как указано во всех работах, посвященных теории и практики эксплуатации ШСНУ — А.С. Вирновский, В.С. Адонин, И.А. Чарный, Л.С. Лейбензон, В.М. Касья-нов, И.Т. Мищенко, К.У. Уразаков и мно-lf|l| гие ДРУгие — нагрузки на штанговую колон-
Дш|, 1 ну складываются из статических и дина-
||Щ|ц мических составляющих, причем, чем L щг I Д больше осложняющих факторов эксплуа-
ИрлИ тации ШСНУ (таких, как кривизна сква-sgj j И жины, повышенная вязкость пластовой
:|| । Щ жидкости, наличие значительного количе-
| ства мехпримесей и т.д.), тем больше амп-
; я । И 2 литуда нагрузок при ходе колонны штанг J I М вверх и вниз. Эта разность обусловлена
гидростатической и гидродинамической 5 нагрузкой на плунжер скважинного насоса и колонну штанг, силами трения в паре 4 «плунжер — цилиндр» и между колоннами штанг и НКТ.
В связи с этим многими инженерами проводились работы по созданию скважинных насосов, обеспечивающих минимальную раз-
ность нагрузок на колонну штанг при ходе вверх и вниз.
Рис. 2.87. Схема безцилиндрового скважинного насоса типа Я СБ
603
Известно, что нагрузка на нижнее сечение колонны штанг при работе скважинного насоса (без учета динамических и гидродинамических нагрузок) состоит из следующих слагаемых:
— нагрузка от веса столба жидкости, поднимаемого на поверхность Земли;
— силы трения в паре «плунжер — цилиндр».
То есть, для стандартного скважинного насоса типа НН или НВ эта нагрузка при ходе плунжера вверх будет выглядеть:
Р=Г<Р„~Рв)+Лр, (2-157)
где Fh — площадь плунжера насоса; — давление над плунжером насоса; рв — давление под плунжером насоса; / — сила трения между плунжером и цилиндром.
Соответственно, при ходе плунжера вниз нагрузка в нижнем сечении колонны штанг станет равной:
Р = - F Лр -f , (2.158)
где Дркл — перепад давления в нагнетательном клапане насоса при движении плунжера вниз.
Как видно из представленных общеизвестных формул, применение стандартных скважинных насосов приводит к созданию большой амплитуды нагрузок на колонну насосных штанг. Например, при значениях, наиболее характерных для эксплуатации ШСНУ в Нижневартовском районе Тюменской области (напор насоса — 920 м, диаметр насоса — 44 мм) разность нагрузок составляет 16—18 кН, однако наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, увеличение обводненности и вязкости этой жидкости приводит к полуторо- двухкратному увеличению разности нагрузок.
Анализ существующих схем насосов [I] позволил выделить несколько наиболее перспективных именно с упомянутой точки зрения. Некоторые конструктивные схемы этих насосов представлены на рис. 2.88 (а, б, в, г, д).
604
Рис. 2.88. Конструктивные схемы скважинных штанговых насосов
При работе скважинного насоса, изображенного на рис. 2.88, а, в нижнем сечении колонны штанг нагрузка при ходе плунжера вверх составит:
Р = F2(p, - Л) + (F( - F3) (д, - р2У, (2.159)
при обратном ходе (вниз) нагрузка будет равна:
Л = (Л - F3) (Pt - рг), (2.160)
где F2 — площадь поперечного сечения нижнего плунжера; Ft — площадь сечения верхнего плунжера; F3 — площадь поперечного сечения штока; pt — давление в подъемный трубах (НКТ); рг — давление на приеме насоса.
605
Для насоса, представленного на рис. 2.88, б величины нагрузок при ходе вверх и вниз будут определяться по следующим формулам:
Рв=£|Л+ Г2р2 (2.161)
Р=Г2Р, (2.162)
Те же самые формулы можно применять для расчета нагрузок, возникающих в нижнем сечении штанг при работе с насосом (рис. 2.88, в).
Несмотря на одни и те же нагрузки, характеризующие работу этих насосов, их конструктивное исполнение обуславливает различные области применения. Так, насос, выполненный по схеме (рис. 2.88, б), наилучшим образом приспособлен для работы в скважинах большого диаметра при подвеске насоса вблизи забоя, т.к. он имеет малый объем мертвого пространства, наличие всасывающего клапана в переводнике верхнего и нижнего цилиндров и клапан компенсации утечек в «вакуумной» камере, соединенный с областью всасывания насоса.
Насос, выполненный по схеме (рис. 2.88, в) позволяет использовать большие (по проходному сечению) всасывающие клапаны и присоединять к насосу хвостовики, газовые и песочные якоря, однако имеет большой объем «мертвого» пространства, а его клапан компенсации утечек в вакуумной камере соединен с областью нагнетания насоса.
«Перевернутая» схема вакуумного скважинного насоса, имеющего больший диаметр нижней ступени (рис. 2.88, г), дает следующие расчетные формулы:
(2163)
= + (2-164)
Для насоса, представленного на рис. 2.88, д, при его работе характерны следующие нагрузки:
РЕ = F, (р, - р2) , (2.165)
/
PH = (F, - F2)p2. (2.167)
606
Для наглядности нагрузки, возникающие в нижнем сечении колонны штанг при работе различных скважинных насосов, сведены в табл. 2.23. Как показали расчеты, оптимальными для применения являлись следующие конструктивные условия: условные диаметры насосных ступеней — 57 и 32 мм, диаметр штока — 28 мм. При расчетах давление нагнетания принималось равным 10 МПа, давление на приеме насоса — 2 МПа.
Естественно, что подачи всех рассматриваемых насосов были приняты одинаковыми.
Таблица 2.23
Нагрузка Значения нагрузки (кН) для насосов
НВ 1БД1 - 32/57 1 группа 2 группа 3 группа
р 1 вверх 20.4 27,1 25,5 20,4
р 1 вниз 1,5 8,4 13,1 17,5
Зависимости нагрузок, возникающих при работе скважинных штанговых насосов специальных конструкций, представлены на рис. 2.89.
Как уже указывалось, наличие коррозионно-активных веществ и механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости приводит к быстрому выходу из строя скважинных насосов. Отказы скважинных поршневых или плунжерных насосов происходят либо по причине сверхдопустимого износа рабочих органов, либо из-за прихвата (заклинивания) плунжера (поршня) в цилиндре.
Рассматривая возможности устранения нежелательного воздействия пластовой жидкости на рабочие органы скважинных насосов, было выявлено, что одним из самых перспективных видов защиты плунжерной пары является диафрагма.
Все виды диафрагм (плоские, трубчатые, гофрированные и пр.) скважинных насосов для добычи нефти при работе подвергаются сложной нагрузке: это и перепад давления, необходимый для совершения рабочего хода, и перепад давления, возникающий при работе клапанов (как рабочих — всасывающих и нагнетательных, так и переливных), и изгиб некоторых участков диафрагмы.
607
Р, кН
—г~
500
—1— 1000
7(цин> м
Рис. 2.89. Зависимости нагрузок на шток скважинного насоса при ходе плунжера вверх и вниз:
1 — для насоса а, 2 — для насоса б, 3 — для насоса г, 4 — для насоса д
Анализ конструктивных элементов скважинных насосных установок для добычи нефти при их эксплуатации в осложненных условиях позволил выбрать для конструирования несколько наиболее рациональных схем скважинных диафрагменных насосов.
Схемы этих насосов представлены на рис. 2.90.
Штанговый скважинный диафрагменный насос невставного исполнения с неподвижными плунжерами и подвижными цилиндрами представлен на рис. 2.90, а.
Насос состоит из корпуса 8, в котором расположены плунжер 3 со штоком 7, цилиндр 5, всасывающий 9, нагнетательный 6, клапаны.
Защита зазора пары плунжер-цилиндр осуществляется путем заключения ее в замкнутый объем, заполненный жидкостью гидрозащиты. Снизу этот объем ограничен гибкой диафрагмой 7, выполненной в виде гофрированной трубки или баллона, сверху — телескопическими цилиндрами 2, в зазоре, между которыми находится тяжелая жидкость 4, разделяющая жидкость гидрозащиты и перекачиваемую среду. Насос имеет вставное исполнение.
При ходе плунжера 3 вниз, жидкость гидрозащиты, находящаяся под ним, заполняет внутреннюю полость диафрагмы 7, которая увеличивается в объеме, в результате чего открывается
608
Рис. 2.90. Конструктивные схемы штанговых диафрагменных насосов
нагнетательный клапан 6 и откачиваемая жидкость поступает в полость выше нагнетательного клапана б, где она занимает объем, высвобождаемый плунжером 3.
При ходе вверх, нагнетательный клапан 6 закрывается, перекачиваемая жидкость из верней части насоса под воздействием плунжера 3 поступает на поверхность. В это же время происходит забор перекачиваемой жидкости через всасывающий клапан 9 в нижнюю полость насоса, так как диафрагма 7 уменьшается в объеме.
Был также разработан насос, в котором верхняя часть плунжера защищена при помощи гофрированной трубки, одним концом прикрепляемой к штоку насоса, а другим к цилиндру. Работает этот насос аналогично описанному выше.
На рис 2.90, б представлен насос, предназначенный преимущественно для беструбной эксплуатации с установкой в скважине на пакере.
Насос состоит из цилиндра 6 и плунжера 5 с перепускным клапаном 4 верхней ступени цилиндра 8 и плунжера 7 нижней ступени, всасывающе-нагнетательной камеры 10, в которой расположены всасывающий 72 и нагнетательный 9 клапаны и трубчатая диафрагма 77, компенсационной камеры 3 с диафрагмой 2.
39 Ивановским
609
Объем между диафрагмами 2 и 11 заполняется маслом. Насос спускается на штангах 1. В этом насосе подвижными являются цилиндры б и 8, а плунжеры 5 и 7 неподвижны.
Насос работает следующим образом. При ходе штанг 1 вниз происходит сжатие диафрагмы 11, так как увеличивается объем между цилиндром б и плунжером 7, куда через отверстия в плунжере поступает масло, а также происходит расширение диафрагмы 2, в результате осуществляется забор пластовой жидкости через всасывающий клапан 12 во внутреннюю полость всасыва-юще-нагнетательной камеры 10 и вытеснение пластовой жидкости, находящейся над клапанами 9, на поверхность. При ходе вниз, диафрагма 11 расширяется, пластовая жидкость, забранная в предыдущем цикле в камеру всасывания-нагнетания 10, поступает через клапаны 9 в кольцевой зазор между обсадной колонной и насосом, где занимает объем, освобождаемый в результате сжатия диафрагмы 2.
Кроме представленных в настоящей книге конструкций скважинных штанговых насосов имеется огромное количество технических решений, направленных на решение проблемы эффективной эксплуатации штанговых насосных установок вослож-ненных условиях эксплуатации [1, 53, 58, 59, 60].
Стандартные скважинные штанговые насосы возвратно-поступательного действия предназначены для добычи нефти из скважин при обводненности продукции скважин до 99 %, температуре до 403 К (130 °C), содержании механических примесей до 1,3 г/л, содержании H2S и СО2 до 200 мг/л, минерализации воды до 200 мг/л и водородном показателе pH 4,0—8,0.
Скважинные штанговые насосы следует применять для эксплуатации скважин в умеренном и холодном климатических районах по ГОСТ 16350. Категория изделий — 5 по ГОСТ 15150.
Базовые типы насосов и обозначения конструкций должны соответствовать спецификации, приведенной в таблице 2.24.
Полное описание конструкции насоса включает:
— номинальный диаметр колонны НКТ, мм;
— тип насоса с указанием типа уплотнения плунжера и фиксирующего (якорного) устройства;
— условный диаметральный размер цилиндра насоса, мм;
— длину хода плунжера насоса в мм, уменьшенная в 100 раз; — длину плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз;
610
Спецификация базовых типов скважинных штанговых насосов
Таблица 2.24
Типы насосов Обозначение конструкций
Плунжерное уплотнение Манжетное уплотнение
Безвтулочные насосы Втулочные насосы
Толстостенные Тонкостенные Толстостенные Тонкостенные
1 2 3 4 5 6
1. Вставные насосы
1.1. Неподвижный цилиндр, верхний якорь НВ1Б НВ1Т НВ1С НВ1Бм НВ1Тм
1.2. Неподвижный цилиндр, нижний якорь НВ2Б НВ2Т НВ2С НВ2Бм НВ2Тм
1.3. Подвижный цилиндр, нижний якорь НВ2Ц НВ2ЦТ — —
1.4. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь, для откачки вязкой жидкости НВ1Д1Б НВ1Д1Т — НВ1Д1Бм НВ1Д1Тм
1.5. Неподвижный дифференциальный (ступенчатый) цилиндр, верхний якорь, для откачки газированной жидкости НВ1Д2Б НВ1Д2Т — НВ1Д2БМ НВ1Д2Тм
Продолжение таблицы 2.24
С\
NJ
1 2 3 4 5 6
2 Невставные (трубные) насосы
2 1 Плунжер с захватным штоком всасывающего клапана — — НН1С — —
2 2 Плунжер с захватом всасывающего клапана НН2Б НН2Т НН2С — —
2 3 Плунжер с автосцепом и сливным клапаном ННАБ — — ННАБм —
2 4 Плунжер дифференциальный (ступенчатый) с захватом всасывающего клапана НН2ДБ ННД2Т — НН2ДБм
2 4 Плунжер дифференциальный (ступенчатый) с автосцепом и сливным устройством ННАД1Б ННАД1Т — ННДД1БМ —
— группу посадки плунжера в цилиндре;
— исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде.
Примеры обозначения насосов
Вставной насос с верхним расположением замковой опоры (якоря) гидравлического типа, дифференциальный для откачки сильногазированной жидкости с тонкостенным цилиндром и условными диаметрами плунжеров насоса 44 и 32 мм, с длиной хода плунжера 3500 мм, длиной плунжеров по 1200 мм, второй группы посадки, износостойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 73 мм будет обозначаться:
73-НВ1Д2Т-Г-44/32-35-12-2-И
Невставной (трубный) насос с ловителем всасывающего клапана, толстостенным цилиндром, манжетным уплотнением плунжерной пары, условным диаметром 32 мм, длиной хода плунжера 3000 мм, длиной плунжера 1500 мм, коррозионностойкого исполнения для работы с колонной НКТ условным диаметром 60 мм будет обозначаться:
60-НН2Бм-32-30-15-К
При заказе насосов, указанных выше необходимы уточнения в части:
1) материала и исполнения цилиндров;
2) материала и исполнения плунжера;
3) материала и исполнения клапанов;
4) использования одинарных или сдвоенных клапанов.
Конструктивное исполнение насосов и их элементов представлены ниже.
Насосы типа НВ1С — насосы вставные с верхним расположением опоры и втулочным цилиндром (рис. 2.91).
Насосы типа НВ1Б — насосы вставные с верхним расположением опоры и толстостенным цилиндром (рис. 2.92).
Насосы типа НВ2С — насосы вставные с нижним расположением опоры и втулочным цилиндром (рис. 2.93).
Насосы типа НВ2Б — насосы вставные с нижним расположением опоры и толстостенным цилиндром (рис. 2.94).
613
Скважинные штанговые насосы обозначаются следующим образом:
XXX - ХХХХХХХ - XX - XX — XX - X - XX
Условный диаметр НКТ, мм: 48; 60;
73; 89; 102; 114
Тип исполнения насоса: Н — насос; В — вставной; Н — невставной; 1 — верхнее расположение якоря; 2 — нижнее расположение якоря; Ц — подвижный цилиндр; С — втулочный (составной) цилиндр; Б — толстостенный цилиндр, Т — тонкостенный цилиндр; Д1 — дифференциальный насос для добычи высоковязкой жидкости с вязкостью более 0,025 Па с; Д2 — дифференциальный насос для добычи сильногазированной жидкости при свободном газосодержании на приеме насоса до 25%; м — манжетное уплотнение пары плунжер-цилиндр; М — механическая опора насоса; Г — гидравлическая опора насоса
Исполнение насоса по стойкости к перекачиваемой среде: И — износостойкие насосы, содержание механических примесей более 1,3 г/л;
К — коррозионно-стойкие насосы, содержание H2S более 50 мг/л.
Без обозначения — насосы нормального исполнения
Группа посадки насоса — зазор между плунжером и цилиндром в мм: 1 — от 0 до 0, 063;
2 - от 0,025 до 0,078;
3 — от 0,05 до 0,113;
4 — от 0,075 до 0,138;
5 — от 0,100 до 0,163 (при использовании манжетного уплотнения группа посадки обозначается прочерком)
Длина плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз: 5; 12, 18
Длина хода плунжера в мм, ---- уменьшенная в 100 раз: 9; 12;
15; 18; 21; 25; 30; 35, 40; 45; 50;
55; 60
Условный диаметр цилиндра (для дифференциальных насосов диаметры цилиндров через знак дроби), мм: 27, 32; 38; 44; 50; 57, 63; 70; 95
614
O'
Рис. 2.91. Насос типа НВ1С:
1 — замок и уплотнение насоса; 2 — шток; 3 — упор; 4 — цилиндр; 5 — контргайка; 6 — переводник плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан, 9 — всасывающий клапан; 10 — переводник
Рис. 2.92. Насос типа НВ1Б:
1 — замок и уплотнение насоса, 2 — шток, 3 — упор, 4 — контргайка, 5 — переводник плунжера, 6— цилиндр, 7— плунжер, 8— нагнетательный клапан, 9 — всасывающий клапан, /б* — переводник
ЖЖ Ж Ж Ж..ЖЖ /^Ж ЖЖ/^ Ж Ж Ж Ж Ж Ж Ж ЖЖкХЖЖ^
♦
7/7/7 77777777/777/ГУ/ 7^7777 7/777/77777 /7777 77777777^7/77^//
Рис. 2.93. Насос типа НВ2С:
1 — защитный клапан, 2 — упор, 3 — шток, 4 — цилиндр, 5 — контргайка. 6— переводник плунжера, 7— плунжер, 8— нагнетательный клапан, 9— всасывающий клапан, 10 — замковая опора, 11 — переводник
Рис. 2.94. Насос типа НВ2Б:
I — защитный клапан; 2 — упор, 3 — шток; 4 — контргайка, 5 — цилиндр; 6 — переводник плунжера, 7 — плунжер; 8 — замковая опора; 9 — всасывающий клапан, 10 — упорный ниппель с конусом, 11 — переводник
Насосы типа НВ2Ц — насос вставной с нижним расположением опоры и подвижным толстостенным цилиндром (рис. 2.95).
Насосы типа НВ1БД1 — насос вставной с верхним расположением опоры и с дифференциальным цилиндром для откачки высоковязкой жидкости (рис. 2.96).
Насосы типа НВ1БД2 — насосы вставной с верхним расположением опоры и с дифференциальным цилиндром для откачки высокогазированной жидкости (рис. 2.97).
Насосы типа НН1С — насосы невставные с втулочным цилиндром, захватных штоком всасывающего клапана и расположением нагнетательного клапана в верхней части проходного плунжера (рис. 2.98).
Насосы типа НН2С — насосы невставные с втулочным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 2.99).
Насосы типа НН2Б — насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, ловителем всасывающего клапана и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 2.100).
Насосы типа ННАБ — насосы невставные с толстостенным цельным цилиндром, автосцепом, сливным устройством и нагнетательным клапаном в нижней части проходного плунжера (рис. 2.101).
Насосы типа ННБД1 — насосы невставные с дифференциальным толстостенным цилиндром для откачки высоковязкой жидкости (рис. 2.102).
Верхний переводник насоса может иметь резьбу насоснокомпрессорных труб по ГОСТ 633-80 или по Spec 5ВХ API, верхний переводник штока плунжера вставных насосов — резьбу насосных штанг по ГОСТ 13877 или Spec НАХ API , нижний переводник (для подсоединения фильтров и других защитных приспособлений) — резьбу по ГОСТ 633-80 или по Spec 5ВХ API. Соответствие насосов по ГОСТ Р и Spec 11АХ API приведено в табл. 2.25.
619
Рис. 2.95. Насос типа НВ2Ц:
/ — шток, 2 — нагнетательный клапан, 3 — цилиндр, 4 — всасывающий клапан, 5 — плунжер, 6 — патрубок-удлинитель, 7 — упорный ниппель с конусом, 8 — насосно-компрессорная труба с замковой опорой
Рис. 2.96. Насос типа НВ1БД1:
1 — шток, 2 — замок, 3 — упор, 4 — переводник плунжера, 5 — цилиндр разделителя, 6 — плунжер разделителя, 7 — полый шток, 8 — цилиндр насоса, 9 —
S клапанный блок, 10 — плунжер насоса, 11 — переводник
MHHtfoaadau — <7/ ‘нвиввя иитп
-сиванэвэа — [[ ‘олэнжин вэоэвн daxHXirii —()[ ‘>ioirg hwhhbhbitx — 5 ‘олэнжин вэоэвн dl/нигип — 5> ‘яолгп mirou — / ‘вэоэвн cuaHxdaa daxHAiru — 9 ‘олэнмЛм вэоэвн dffHHirHn — ‘вЦэжнХшл NHHtrogadau — p ‘douX — f ‘xohbe — f ‘яолгп — /
:ZffaiaH «1Ш. эоэвн ‘L6'l •1Md
Рис. 2.98. Насос типа НН1С:
1 — цилиндр, 2 — шток, 3 — нагнетательный клапан, 4 — захватный шток, 5 — плунжер, 6— наконечник плунжера, 7— всасывающий клапан, 8— седло конуса, опора всасывающего клапана, 9 — переводник верхний, 10 — переводник нижний
Рис. 2.99. Насос типа НН2С:
/ — цилиндр; 2 — шток; 3 — переводник плунжера; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный клапан; 6 — шток ловителя; 7 — всасывающий клапан; 8 — опора всасывающего клапана; 9 — переводник верхний; 10 — переводник нижний
иинжин хинсоаэйэи — ()[ ‘иинхйэз яинВоаэйэц — 5 твнвпигя одэшогеанэ -вэа adouo — g tfreireirs иигпсиванэвэа —/ tairaiHaoir жшп — р ‘.hbubim иннчеэ! -В1эшвн — р fdaxHXirii — р МэжнХии NHHtfoeadau — f !яо1гп — idffHKiruli — /
=9ZHH ’:||И | эозин ’оогг 'ЭИД
40 Ивановский
Рис. 2.101. Насос типа ННАБ:
/— переводник штока, 2 — переводник верхний, 3— сливное устройство, 4 — шток, 5 — контргайка, 6 — цанговый захват, 7 — сцепляющее устройство, 8 — переводник плунжера, 9 — плунжер, 10 — цилиндр, 11 — нагнетательный клапан, 12 — всасывающий клапан, 13 — переводник нижний
Рис. 2.102. Насос типа ННБД1:
1, 8 — штоки 2 — переводник плунжера, 3 — цилиндр насоса, 4, 10— плунжеры, 5 — нагнетательный клапан, 6 — клапанный блок, 7 — всасывающий клапан, 9 — цилиндр гидроусителя, 11 — наконечник, 12 — разрядный клапан, 13 — переводник верхний
Соответствие обозначения насосов по российскому стандарту и API Spec ПАХ
Таблица 2.25
Обозначение Обозначение
ГОСТ Р API ГОСТ Р API
60-НВ1Б 27-18-12 20-106-RHAM-8-4-4 73-НВ1Б 44-12-12 20-175-RHAM-6-4-3
60-НВ1Б 27-18-15 20-106-RHAM-10-5-4 73-НВ1Б44-18-12 20-175-F НАМ-8-4-3
60-НВ1Б 27-25-15 20-106-RHAM-10-5-4 73-НВ1Б 44-25-12 20-175-RHAM-10-4-3
60-НВ1Б 27-25-12 20-106-RHAM-12-4-4 73-НВ1Б 44-3 0-12 20-175-RHAM-12-4-4
60-НВ1Б 27-30-15 20-106-RHAM-12-5-4 73-НВ1Б 44-35-12 20- 175-RHAM-14-4-3
60-НВ1Б 27-30-18 20-106-RHAM-14-6-4 73-НВ2Б 44-35-15 20- 175-RHBM-14-5-4
60-НВ1Б 32-12-12 20-125-RHAM-6-4-3 89-НВ1Б 57-18-12 30-225-RHAM-8-4-3
60-НВ1Б 32-18-18 20-125-RHAM-10-6-4 89-НВ1Б 57-25-12 30-225-RHAM-10-4-3
60-НВ1Б 32-25-12 20-125-RHAM-10-4-4 89-НВ1Б 57-30-12 30-225-RHAM-12-4-4
60-НВ1Б 32-30-12 20-125-RHAM-12-4-4 89-НВ1Б 57-35-12 30-225-RHAM-13-4-4
60-НВ1Б 32-30-18 20-125-RHAM-12-6-4 89-НВ2Б 57-30-15 30-225-RHBM-13-5-4
60-НВ2Б 32-30-18 20-125-RHBM-12-6-4 89-НВ2Б 57-35-15 30-225-RHBM-14-5-4
73-НВ1Б 38-12-12 25-150-RHAM-6-4-3 48-НН2Б 32-30-12 15-125-ТН-12-4-4
73-НВ1Б 38-18-12 25-150-RHAM-8-4-3 60-НН2Б44-12-12 20-175-ТН-6-4-5
73-НВ1Б 38-18-15 25-150-RHAM-8-5-4 60НН2Б 44-18-12 20-175-ТН-8-4-5
73-НВ1Б 38-25-15 25-150-RHAM-10-5-4 60-НН2Б 44-25-12 20-175-ТН-10-4-5
73-НВ1Б 38-25-12 25-150-RHAM-10-4-4 60-НН2Б 44-30-12 20-175-ТН-12-4-5
73-НВ1Б 38-30-15 25-150-RHAM-12-5-4 60-НН2Б 44-35-12 20-175-ТН-14-4-5
73-НВ1Б 38-30-15 25-150-RHAM1-12-5-4 73-НН2Б 57-12-12 25-225-ТН-6-4-5
73-НВ1Б 38-35-12 25-150-RHAM-14-4-3 73-НН2Б 57-18-12 25-225-ТН-8-4-5
73-НВ1Б 38-35-15 25-150-RHAM-14-5-4 73-НН2Б 57-25-12 25-225-ТН-10-4-5
48-НН2С27-09-12 15-106-TL-6-4-2 73-НН2Б 57-30-12 25-225-ТН-12-4-5
48-НН2С32-09-12 15-125-TL-6-4-2 73-НН2Б 57-35-12 25-225-ТН-14-4-4
60-НН2С44-09-15 20-175-TL-6-5-2 89-НН2Б 70-30-15 30-275-ТН-12-5-4
73-НН2С57-09-12 25-225-TL-6-4-2 114-НН2Б95-30-12 40-375-ТН-12-4-4
2.2.11.1. Циливдры скважинных штанговых насосов
Цилиндры насосов могут изготавливаться в трех исполнениях: ЦБ — цилиндр цельный безвтулочный толстостенный; ЦТ — цилиндр цельный безвтулочный тонкостенный; ЦС — цилиндр втулочный (составной) из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.
Толстостенные (рис. 2.103) и тонкостенные безвтулочные цилиндры должны изготавливаться из прецизионных холоднотянутых труб, материал которых определяется условиями эксплуатации насосов. Внутренняя поверхность цилиндра после механической обработки должна быть подвергнута термохимическому упрочнению, например, азотированию, на глубину 0,2— 0,5 мм. Твердость упрочненного слоя — HV 870...1124 кгс/мм2 (8,7...11,2 ГПа). Отношение наружного и внутреннего диаметров (D / d) для толстостенных цилиндров составляет 1,15—1,5, для тонкостенных — 1,1. Технические характеристики безвту-лочных цилиндров представлены в таблице 2.26.
Втулочные (составные) цилиндры (рис. 2.104) состоят из корпуса, стальных или чугунных втулок и переводников, обеспечивающих стяжку и герметизацию втулок по их торцам. Техническая характеристика цилиндров представлена в таблице 2.27.
Корпус насоса представляет собой трубу, изготовленную из низколегированной конструкционной стали.
Втулки изготавливаются из сталей марок 38Х2МЮА, 50Г, 40Х, 45, а также из серого чугуна СЧ28-48. Внутренняя поверхность втулок после механической обработки азотируется (сталь 38Х2МЮА) или подвергается закалке ТВЧ. Материалы, рекомендуемые для изготовления цельных и составных цилиндров в зависимости от условий эксплуатации, приведены в табл. 2.28.
629
Технические характеристики безвтулочных цилиндров скважинных насосов
Таблица 2 26
Шифр цилиндра Условный размер насоса, мм Размеры цилиндра, мм Резьба, мм Длина цилиндра (мм) при длине хода плунжера, мм
Наружный диаметр, D Номинальный внутренний диаметр d (при допуске +0,05) На нижнем / на верхнем конце d\/di, 1200 1800 2500 3000 3500 4500 6000
I 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
ЦБ-27 в-L 29 38,5 26,99 3 31, 5 3300 3900 4500 4500 5100 5100 5700 — — —
ЦБ-32В-Б 32 45 31,75 3 81, 5 3300 3900 4100 4500 4500 5100 5700 5100 5700 6600 — — —
ЦБ-38в-Б 38 57 38,1 п44 1,5 2 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300 — —
ЦБ-38с-Б 38 57 38,1 п44 1,5 2 — — — — — 6600 6900 7200 8100 8400 8700
ЦБ-44В-Б 44 57 44,45 5 01, 5 3300 3900 4500 5100 5100 5700 5700 6600 — —
ПБ-44С-Б 6600 7200 8100 8700
ЦБ-50С-Б 50 59,7 50,80
ЦБ-50в-Б
Продолжение табл. 2.26
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
ЦБ-57в-Ь 57 73 57,15 6 22 - — 3900 3600 4500 4200 5100 5700 4800 5700 6600 5400 — —
ЦБ-57с-Б — — — — — 6600 7200 8100 8700
ЦБ-38в-Ь 38 51 38,1 4 81, 5 — 3300 3900 4500 5100 — —
ЦБ-32н-Б 32 45 31,75 3 81, 5 п43 1,5 pi 2700 3300 3900 4500 — — —
ЦБ-44н-Б 44 60 44,45 5 21, 5 5 81, 5 2800 3400 4000 4600 5200 6100 —
ЦБ-57Н-Б 57 73 57 6 41, 5 7 02 5 2800 3400 4000 4600 5200 6100 —
ЦБ-63н-Ь 63 73 63,5
ЦБ-70н-Б 70 86 69,85 7 82 -п84 2 — — 4000 4600 5200 6100 —
ЦБ-95н-Б 95 111 95,25 п 10 22 р п10 82 р — — 4200 4800 5400 6300 —-
ЦБ-44н-Б 44 57 44,45 5 51, 5 — 3900 4500 5100 5700 6600 —
ЦБ-57н-Б 57 70 57,15 6 41, 5 — 3600 4200 4800 5400 6300 —
ЦТ-57н-Б 57 65 57,15 6 41, 5 — 3600 4200 4800 5400 6300 —
LJT-57B-L 57 65 57,15 6 41, 5 — 3600 4200 4800 5400 6300 —
UT-70H-L 70 80 69,85 7 82 - — 3600 4200 4800 5400 6300 —
U.T-70B-L 70 80 6,985 7 82 - — 3600 4200 4800 5400 6300 —
U.T-95B-L 95 105 95,25 п10 42 р — 3600 4200 4800 5400 6300 —
ЦТ-95Н-Б 95 105 95,25 п96 2 — 3600 4200 4800 5400 6300 —
T^ZZZZZZZZZZZZZ^ZZZZZZZZZZ^ZZZ^zz
Рис. 2.103. Цилиндры исполнения ЦБ:
а — ЦБ-дв-1; ЦБ-da-1; ЦБ-dH-l; б— ЦБ-dH-l; в— ЩБ-dB-l; г — ЦБ-dH-l.У; д — ЦБ-dc-l; 1 — переводник; 2 — цилиндр
632
Рис. 2.104. Цилиндры исполнения ЦС:
а — ЦС-н-1, б — ЦС-н-1; в — ЦС-в-1; 1 — переводник цилиндра; 2 — корпус; 3 — втулки; 4 — переводник удлинителя
633
Таблица 2.27
Os UJ 4*
Технические характеристики составных цилиндров штанговых насосов
Шифр цилиндра Условный размер Размеры цилиндра, мм Резьба, мм Длина цилиндра (мм) плунжера, при длине мм хода
насоса, мм Наружный диаметр, D Номинальный внутренний диаметр d (при допуске +0,05) На нижнем / на верхнем конце d\/di, 1200 1800 2500 3000 3500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
UC-27B-L 27 38,5 26,99 М33х1,5 3300 3900 4500 4500 5100 5100 5700 —
UC-32B-L 32 45 31,75 М38х1,5 3300 3900 4500 4700 4500 5100 5700 5100 5400 5700
LJC-38B-L 38 51 38,10 СпМ44х1,5 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300
UC-38H-L 38 51 38,10 СпМ44х1,5 3300 3900 4200 4500 4800 5700 5100 5400 5700 5700 6000 6300
Продолжение табл. 2.27
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
UC-44B-L 44 57 44,45 М 50x1,5 3300 3900 4500 5100 5100 5400 5700 6600
UC-44H-L 3300 3900 4500 5100 5100 5400 5700 6600
UC-50B-L 50 63 50,80
UC-50H-L
UC-57B-L 57 70 57,15 М62х2 — 3900 3600 4500 4200 5100 5700 6000 5400 5700 6600
UC-57H-L — 3900 3600 4500 4200 5100 5700 4800 5700 6600 5400
ЦС-бЗв-L 63 73 63,5
ЦС-бЗн-L
UC-70H-L 70 86 69,85 М78х2 СпМ 84x2 — — 4000 4600 5200
UC-95H-L 95 111 95,25 СпМ 102x2 СпМ 108x2 — — 4200 4800 5400
Таблица 2.28
Материал цилицдров и условия эксплуатации
№ п/п Материал Условия эксплуатации
I Углеродистая сталь с упрочнением внутренней поверхности, серый чугун Некорродирующая неочищенная нефть без абразивных компонентов
2 Углеродистая сталь с термохимическим упрочнением внутренней поверхности, низколегированная сталь с термохимическим упрочнением, серый чугун Некорродирующая обводненная неочищенная нефть с немногими абразивными компонентами
3 Углеродистая и низколегированная сталь с твердохромированным покрытием внутренней поверхности Обводненная неочищенная нефть с невысокой коррозией соленой водой и повышенным содержанием абразивных компонентов
4 Закаленная нержавеющая сталь Сильно обводненная неочищенная нефть с высокой коррозией соленой водой и немногими абразивными компонентами
5 Монель-металл Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, без абразивных компонентов
6 Монель-метал л сталь с твердохромированным покрытием внутренней поверхности Сильно обводненная неочищенная нефть для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S и повышенным содержанием абразивных компонентов
636
2.2.11.2 .1Тлунжеры скважинных ' штанговых насосов
Плунжеры скважинных штанговых насосов имеют следующие исполнения:
П1Х — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхности, П2Х — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце, ША — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и азотированной наружной поверхностью, П2А — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце, П1И — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности методом напыления, П2И — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце; П1НХ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхности и наружной присоединительной резьбой; ШНИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце, упрочнением наружной поверхности методом напыления и наружной присоединительной резьбой; П1Нм — с манжетными (металлическими и неметаллическими) уплотнителями и наружной присоединительной резьбой (см. рис. 2.105 и таблицу 2.29).
Кроме указанных типов плунжеров, допускается конструкция плунжеров с гладкой цилиндрической поверхностью и с винтовой канавкой.
Плунжеры изготавливаются из цельнотянутых, стальных труб с толщиной стенки от 5 до 9,5 мм и длиной 1200, 1500 и 1800 мм.
Для повышения износостойкости и коррозионной стойкости плунжера применяется хромирование. Толщина хромового покрытия должна быть не менее 0,08 мм, микротвердость покрытия - HV 7,5... 11,0 ГПА (750... 1100 кгс/мм2).
Допускается вместо хромирования применять химико-термическую (азотирование), термическую обработку (закалка ТВЧ) или нанесение порошковых покрытий. В качестве финишной механической обработки наружной поверхности плунжера должно применяться последовательно шлифование и полирование.
637
Рис. 2.105. Плунжеры:
а — исполнения П1Х, П1А, П1И; б исполнения П2Х, П2А, П2И; в — исполнения ШНм
638
Таблица 2.29
Технические характеристики плунжеров
Шифр плунжера Наружный диаметр D (кратный 0,025) при допуске — 0,013, мм Присоединительная резьба d, мм Длина £, мм
1 2 3 4
П1Х-27-12 П1А-27-12 П1Х-27-18 П1А-27-18 26,89-26,99 №24x1,5 1200 1800
П1Х-32-12 П1А-32-12 П1Х-32-18 П1А-32-18 31,65-31,75 №27x1,5 1200 1800
П1Х-38-12 П1А-38-12 П1Х-38-15 П1А-38-15 П1Х-38-18 П1А-38-18 38,00-38,10 №33x1,5 1200 1500 1800
П1Х-44-12 П1А-44-12 П1Х-44-18 П1А-44-18 44,35-44,45 М38х1,5 1200 1800
П1Х-50-12 П1А-50-12 П1Х-50-18 П1А-50-18 50,70-50,80 №48x1,5 1200 1800
П1Х-57-12 П1А-57-12 П1Х-57-18 П1А-57-18 57,05-57,15 №50x1,5 1200 1800
П1Х-63-12 П1А-63-12 П1Х-63-18 П1А-63-18 63,40-63,50 №62 х2 1200 1800
П2Х-27-12 П2А-27-12 26,89—26,99 №24x1,5 1200
П2Х-32-12 П2А-32-12 31,65—31,75 №27x1,5 1200
П2Х-44-12 П2А-44-12 44,35-44,45 №38x1,5 1200
П2Х-44-18 П2А-44-18 1800
639
Продолжение табл. 2.29
1 2 3 4
П2Х-50-12 П2А-50-12 П2Х-50-18 П2А-50-18 50,70—50,80 М48х1,5 1200 1800
П2Х-57-12 П2А-57-12 П2Х-57-15 П2А-57-15 57,05-57,15 М50х1,5 1200 1500
П2Х-63-12 П2А-63-12 П2Х-63-18 П2А-63-18 63,40-63,50 М62х2 1200 1800
П2Х-70-12 П2Х-70-12 69,75-69,85 М62х2 1200
П2Х-95-12 П2А-95-12 95,15-95,25 М82х2 1200
П1И-27-12 П1И-27-18 26,89-26,99 М24х1,5 1200 1800
П1И-32-12 П1И-32-18 31,65-31,75 М27х1,5 1200 1800
П1И-38-12 П1И-38-15 П1И-38-18 38,00-38,10 М33х1,5 1200 1500 1800
П1И-44-12 П1И-44-18 44,35-44,45 М38х1,5 1200 1800
П1И-57-12 П1И-57-18 57,05-57,15 М50х1,5 1200 1800
П2И-27-12 26,89-26,99 М24х1,5 1200
П2И-32-12 31,65-31.75 М32х1,5 1200
П2И-44-12 П2И-44-18 44,35-44,45 М38х1,5 1200 1800
П2И-57-12 П2И-57-15 57,05-57,15 M50X1.5 1200 1500
П2И-70-12 69,75-69,85 М62х2 1200
П2И-95-12 95,15-95,25 М82х2 1200
П1 Нм-44-05 44,35-44,45 М38х1,5 500
ПШм-57-05 57,05-57,15 М 50x1,5 500
П1 Нм-70-05 69,75-69,85 М62х2 500
П1 Нм-95-05 95,15-95,25 М82х2 500
640
Рабочие поверхности цилиндра и плунжера рекомендуется выполнять с разной величиной твердости для обеспечения приработки деталей и их минимального суммарного износа.
Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров скважинных штанговых насосов в зависимости от условий эксплуатации, приведены в табл 2.30.
Таблица 2 30
Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров
№ п/п Материал Условия эксплуатации
1 2 3
1 Углеродистая сталь Некорродирующая нефть без абразивных компонентов
2 Закаленная углеродистая сталь или углеродистая сталь с твердохроми-рованным покрытием Некорродирующая нефть с малым количеством абразива
3 Углеродистая сталь с твердосплавным покрытием Некорродирующая нефть с повышенным содержанием абразивных компонентов
4 Углеродистая сталь, низколегированная сталь с твердохромированным покрытием Обводненная нефть с невысокой коррозией соленой водой и абразивными компонентами
5 Углеродистая или нержавеющая сталь углеродистая сталь с твердохро мированным покрытием Обводненная нефть с повышенной коррозией соленой водой и абразивными компонентами
6 Углеродистая или нержавеющая сталь углеродистая сталь с твердохромированным покрытием Сильно обводненная нефть с повышенной коррозией соленой водой, без абразивных компонентов
7 Нержавеющая сталь с твердосплавным покрытием Преимущественно обводненная нефть, для тяжелых условии коррозии соленой водой с СО2 и H2S, с высоким содержанием абразивных компонентов
8 Нержавеющая сталь с глиноземистым твердым покрытием Соленая вода с нефтью, для тяжелых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, с высоким содержанием абразивных компонентов
41 Ивановским
641
Продолжение табл. 2.30
1 2 3
9 Плунжер с уплотнительным манжетами, улучшенная углеродистая сталь Смесь нефти и соленой воды, преимущественно абразивная, при очень низкой коррозии соленой водой
10 Плунжер с уплотнительными манжетами и опорными кольцами, нержавеющая сталь Смесь нефти и соленой воды, преимущественно абразивная, с повышенной коррозией соленой водой
И Плунжер с пазами для установки уплотнительных колец, улучшенная углеродистая сталь Смесь нефти и соленой воды, преимущественно абразивная, при низкой коррозии соленой водой
В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром предусмотрены группы посадок, указанные в таблице 2.31.
Таблица 2.31
Группы посадок сопряжения «плунжер — цилиадр»
Группа посадки Минимальный зазор, мм Максимальный зазор с учетом допуска на изготовление цилиндра и плунжера, мм
1 0,0 0,063
2 0,025 0,088
3 0,050 0,113
4 0,075 0,138
5 0,100 0,163
642
2.2.11.3. Клапаны скважинных штанговых насосов
Клапаны скважинных штанговых насосов могут иметь два исполнения по конструкции седла клапана — с цилиндрическим седлом и с цилиндрическим седлом с буртом (рис. 2.106). Оба исполнения по конструкции могут иметь нормальный и уменьшенный диаметр шарика.
В зависимости от характера откачиваемой среды детали клапанов изготавливаются из различных материалов, приведенных в таблице 2.32.
Таблица 2.32
Материалы деталей клапанов скважинных штанговых насосов
№ п/п Материал шара Материал седла
1 Нержавеющая закаленная сталь Нержавеющая закаленная сталь
2 Нержавеющая закаленная сталь Спеченный металлопорошок
3 Нержавеющая закаленная сталь Твердый сплав (карбид вольфрама)
4 Нержавеющая закаленная сталь Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
5 Твердый сплав (карбид вольфрама) Твердый сплав (карбид вольфрама)
6 Металлокерамика Нержавеющая закаленная сталь с кольцом из твердого сплава (карбид вольфрама)
7 Стеллит (сплав кобальта, никеля и хрома) Стеллит (сплав кобальта, никеля и хрома)
Технические характеристики клапанов представлены в табл. 2.33.
643
Таблица 2.33
Технические характеристики клапанов
Нормальный размер шара Уменьшенный размер шара
Обозначение Размеры, в мм Обозначение клапана Размеры, в ми
клапана Диаметр седла Диаметр шарика Высота клапана Диаметр седла Диаметр шарика Высота клапана
1 2 3 4 5 6 7 8
К-223-159 22,35 15,875 23,1—24,4 К-223-143 22,35 14,288 21,9-23,2
К-223-175 22,35 17,462 24,3-25,5 — — — —
К-253-190 25,35 19,05 25,4-26,7 К-253-175 25,35 17,468 24,3-25,5
К-253-222 25,35 22,225 27,9-29,1 — — — —
К-313-238 31,35 23,813 31,5-32,8 КБ-313-238 31,35 23,813 31,5-32,8
КБ-313-222 31,35 22,225 30,4-31,6
К-363-270 36,35 26,988 33,9-35,2 КБ-363-270 36,35 26,988 33,9-35,2
КБ-363-254 36,35 25,4 32,8-34
К-363-286 36,35 28,575 35,1-36,4 КБ-363-286 36,35 28,575 35,1-36,4
Продолжение табл. 2.33
1 2 3 4 5 6 7 8
К-423-317 42,35 31,75 37,4—38,8 КБ-423-317 42,35 31,75 37.4-38,8
К-483-349 48,35 34,925 39,8-41,1 КБ-483-349 48,35 34,925 39,8-41,1
КБ-483-317 48,35 31,75 37,4-38,8
К-483-381 48,35 38,1 42,2-43,5 КБ-483-381 48,35 38,1 42,2-43,5
К-603-429 60,35 42,862 50,8-52,1 КБ-603-429 60,35 42,862 50,8-52,1
КБ-603-381 60,35 38,1 42,2-43,5
К-603-508 60,35 50,8 56,7-58,1 КБ-603-508 60,35 50,8 56,7-58,1
К-738-540 73,8 53,975 59-60,4 К-738-508 73,8 50,8 56,7-58,1
К-798-600 79,8 60 68,5-70,0 КБ-798-600 79,8 60,0 68,5-70
К-798-698 79,8 69,8 75,877,3 КБ-798-698 79,8 69,85 75,8-77,3
К-878-698 87,8 75,877,3 КБ-878-600 87,8 60,0 68,5-70
К-978-730 97,8 73,025 78,2—79,7 К-978-762 97,8 76,2 80,6—82,1
К-1038-762 103.8 76,2 80,6-82,1 — — — —
Рис. 2.106. Конструктивное исполнение седел клапанов: а — клапан КБ, б — клапан К
2.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы, автосцепы, сливные устройства и штоки скважинных штанговых насосов
Замковая опора (якорь) вставных штанговых насосов вместе с уплотнением насоса должна обеспечивать герметичное закрепление насоса в опорной муфте колонны НКТ на заданной глубине скважины.
Вставные штанговые насосы с неподвижным цилиндром могут иметь в зависимости от исполнения замковые опоры в верхней или в нижней части насоса. Насосы с подвижным цилиндром могут иметь замковые опоры только в нижней части насоса.
Замковая опора может иметь механический или гидравлический якорь, который должен предотвращать срыв насоса под действием усилий трения, возникающих между цилиндром и движущимся вверх плунжером.
Механический якорь должен обеспечивать фиксацию и уплотнение вставного насоса за счет силового воздействия и геометрического замыкания.
Механический якорь опоры типа 31 располагается в верхней части вставного насоса и состоит из фиксирующего и уплотнительного устройства (рис. 2.107, а). Фиксирующее устройство имеет цанговую пружину и ответную деталь — упорный ниппель. Уп-
646
в
Рис. 2.107. Замки:
а — исполнение 31; 6 — исполнение 32, в — гидравлический замок
лотнительное устройство состоит из седла и уплотнительного кольца, сопряжение между которыми происходит по конической поверхности. Допускается исполнение уплотнительного устройства с дополнительным уплотнительным неметаллическим кольцом, расположенным в цилиндрической расточке опорной муфты.
Механический якорь замковой опоры типа 32 (рис. 2.107, 6) расположен в нижней части вставного насоса и имеет конструкцию, аналогичную опоре 31.
647
Гидравлические замки опор 31 и 32 (рис. 2.107, в) состоят из посадочной оправки, несущей на себе посадочные манжеты и опорные кольца, и стакана, являющегося частью опорной муфты колонны НКТ.
Цанговая пружина замковой опоры должна изготавливаться из стали 40Х и подвергаться закалке до твердости HRC 40...45.
Седло уплотнительного устройства должно изготавливаться из стали 30X13 и подвергаться термической обработке до твердости HRC 32...38.
Уплотнительное кольцо должно изготавливаться из коррозионностойкой стали или из спеченного металлопорошка и подвергается термообработке до твердости HRC 40...45.
Остальные детали замковых опор должны быть изготовлены из конструкционной стали, причем верхнюю часть направляющей клетки и защитную втулку подвергается термической обработке для повышения стойкости против истирания.
Технические характеристики замков представлены в табл. 2.34.
Таблица 2.34
Технические характеристики замков насосов
Шифр замка Присоединительная резьба Габаритные размеры. Dx L, мм
нижняя, d\ верхняя, б/?
31-27-32 32-27-32 М42хЗ М33х1,5 М38х1,5 48,2x410
31-38-44 32-38-44 М52 СпМ44х1,5 М50х1,5 59,7x430
31-50 32-50 М62х2 М62х2 72,9x475
Автосцеп и сливное устройство насосов исполнения ННБА предназначены соответственно для сцепления штанг с плунжером насоса и слива жидкости из полости насосно-компрессорных труб при демонтаже насоса.
Вариант конструктивного исполнения автосцепа и сливного устройства представлен на рис. 2.108.
648
Рис. 2.108. Автосцеп и сливное устройство исполнения ННБА:
а — сцепленное положение с закрытым сливным устройством; б — отцепленное положение с открытым сливным устройством; / — переводник штока; 2 — муфта; 3— центратор, 4, 17— патрубки; 5— золотник; 6 — шток; 7— резиновое кольцо; 8 — упор; 9 — цилиндр; 10, 18 — контргайки; 11 — цанговый захват; 12— сердечник; 13— стакан захвата; 14— вкладыш; 15— кольцо; 16— пружина; 19— клетка плунжера
Сливное устройство представляет собой патрубок со сливным отверстием в верхнем конце (см. рис. 2.108). Патрубок ввернут в цилиндр насоса, в расточке которого установлен упор. Внутри патрубка расположен золотник. Технические характеристики сливного устройства представлены в таблице 2.35.
Таблица 235
Технические характеристики сливного устройства
Шифр сливного устройства Присоединительная резьба Габаритные размеры, D*.L, мм
нижняя, d] верхняя*,
УС1-38-44 М42хЗ НКТ60 60x410
УС 1-57 М52 НКТ73 73 х430
УС 1-70 М56 НКТ73 73 х475
УС 1-95 М56 НКТ89 89 х530
* По ГОСТ 633
Автосцеп состоит из отделяемой части, прикрепленной к колонне насосных штанг, и части, закрепленной на переводнике плунжера.
Отделяемая часть автосцепа включает в себя переводник штока, центратор, шток, контргайку и цанговый захват.
Закрепленная на переводнике плунжера часть автосцепа состоит из сердечника с вкладышем и патрубком. На наружной поверхности этой части расположен подпружиненный стакан захвата.
При зацеплении цанговый захват отжимает стакан вниз и, когда конец захвата попадает в карман сердечника, стакан под действием пружины перемещается вперед и запирает захват. В это же время центратор перемещает золотник вниз, закрывая сливное отверстие в патрубке.
При отцеплении стакан упирается в упор и, отжимаясь, освобождает цанговый захват, который выходит из зацепления с сердечником. В это же время вкладыш отводит золотник вверх, открывая при этом сливное отверстие патрубка. Технические характеристики автосцепа представлены в таблице 2.36.
650
Технические характеристики автосцепа
Таблица 2.36
Шифр автосцепа Присоединительная резьба Габаритные размеры, Dx L, мм
нижняя*, d\ верхняя,
АС 1-38-44 Ш19 М33х1,5 М38х1,5 48,2x410
АС1-57 М22 СпМ44х1,5 М50х1,5 59,7 х430
АС 1-70 Ш22 М62 х2 72,9 х475
АС 1-95 Ш25 М62 х2 89 х530
* По ГОСТ 13877
Штоки штанговых насосов применяют для соединения плунжера с колонной насосных штанг. В верхней части штока имеется головка, лыски которой взаимодействуют с замком насоса или защитным клапаном. Шток может изготовляться составным, в этом случае головка к нему присоединяется резьбой. Технические характеристики штоков представлены в табл. 2.37.
651
Таблица 2.37
Технические характеристики штоков
Обозначение штока Размеры, в мм Длина L при длине хода плунжера, мм
Диаметр высадки, мм Диаметр гладкой части, мм Присоединительная резьба верхняя* / нижняя** 900 1200 1800 2500 3000 3500 4500 6000
Ш1н-18 36 18 Ш16/М 18x1,5 1080 1480 2080 2680 3280 — — —
Ш1н-23 36 23 Ш19/М22х1,5 1080 1180 1780 2380 2980 3590 4500 —
Ш1н26 40 26 Ш22/М26х1,5 — - - 2380 2980 3590 4500 6000
Ш1в-18 36 18 Ш16/М18х1,5 — 2180 2780 3380 3980 — — —
Ш1в-23 36 23 Ш19/М22х1,5 — 2180 2780 3380 3980 3580 5480 6980
Ш1В-26 40 26 Ш22/М26х1,5 — — — 3380 3980 4590 5480 6980
* По ГОСТ 13877
** По ГОСТ 9150.
2.2.11.5. Общие требования к скважинным штанговым насосам
Скважинные штанговые насосы изготавливаются в соответствии с техническими требованиями или стандартом по нормативной и технической документации, утвержденной в установленном порядке.
Элементы штанговых насосов должны быть выполнены из материалов, которые обеспечивают эксплуатацию изделия в соответствии с его заявленными параметрами. Цилиндры скважинных штанговых насосов выполняются из металлов различных марок в зависимости от геолого-технических условий добычи.
Внутренний диаметр цилиндра должен соответствовать указанному в таблицах 2.26 и 2.27. Значение фактического диаметра цилиндра заносится в паспорт насоса.
Конструкция насоса должна обеспечивать высокую степень унификации узлов по присоединительным размерам.
Конструкция переводников должна обеспечивать удобство монтажа насоса на устье скважины и надежность захвата элементов насоса стандартными элеваторами и спайдерами.
Конструкция цилиндров и плунжеров должны соответствовать следующим требованиям:
Максимальная разность размеров внутреннего диаметра одного цилиндра 0,03 мм.
Общая длина цилиндра и удлинителей рассчитывается из условия обеспечения максимального хода плунжера с выходом в удлинители примерно на 1/4 часть его длины плюс запас не менее 150 мм.
Допускаются различные методы упрочнения внутренней поверхности цилиндров. Цилиндры, упрочненные азотированием, должны иметь поверхностную твердость внутренней поверхности не менее HV 8,7 ГПА (870 кгс/мм2) и минимальную микротвердость на глубине 0,12 мм не ниже Нц 4,4 ГПа (440 кгс/мм2). Общая глубина азотированного слоя от 0,2 до 0,5 мм.
Допуск прямолинейности оси канала цилиндра — 0,1 мм на базовой длине 1 м (допуск зависимый). Допуски торцового биения должны соответствовать 8-й степени точности, цилиндрич-ности — 6-й степени точности по ГОСТ 24643.
653
Плунжеры глубинных насосов выполняются из металлов различных марок в зависимости от геолого-технических условий добычи. Стальные плунжеры изготавливаются с хромированным, твердосплавным покрытием или азотированными в зависимости от геолого-технических условий добычи.
Заготовки, используемые для изготовления хромированных плунжеров, не должны иметь раскатанных пузырей и загрязнений (волосовин), плен и других дефектов. Хромированная поверхность должна быть блестящей, светло-серого цвета с синеватым или молочно-матовым оттенком, без сколов, шелушения, растрескивания. В соответствии с ГОСТ 9.301 допускаются неравномерности цвета, отдельные риски без нарушения покрытия, не выводящие размеры детали за предельные отклонения, и не более трех сквозных пор на 100 мм2 плошади поверхности. Толщина хромового покрытия должна быть не менее 0,08 мм. Покрытие должно иметь прочное сцепление с основным металлом, величина адгезии должна быть выше нагрузок, стремящихся оторвать покрытие при эксплуатации. Микротвердость твердого хромового покрытия — HV 7,5...11,0 ГПА (750...1100 кгс/мм2).
Наружная рабочая поверхность плунжера исполнения ПИ должна иметь покрытие толщиной не менее 0,35 мм и твердостью не менее HV 6,6 ГПА (660 кгс/мм2).
Плунжеры с упрочненным азотированным слоем должны иметь поверхностную твердость не менее HV 8,7 ГПА (870 кгс/мм2) и минимальную микротвердость на глубине 0,12 мм не менее Нц 4,4 ГПа (440 кгс/мм2). Общая глубина азотированного слоя от 0,2 до 0,5 мм.
Номинальный наружный диаметр плунжера выполняется в соответствии с требуемой группой посадки в зависимости от внутреннего диаметра цилиндра. Предельные отклонения наружного диаметра для всех типоразмеров плунжеров и любой группы посадки равны: верхнее — 0, нижнее — минус 0,013 мм.
Значение фактического диаметра плунжера записывается в паспорт насоса.
Присоединительные резьбы переводников насоса в зависимости от требований заказчика выполняются согласно ГОСТ 633 или по API Spec 5ВХ. Резьба на штоках и в переводниках, сопрягаемых с деталями скважинных штанговых насосов выполняется метрической по ГОСТ 9150.
654
Резьба на переводниках скважинных штанговых насосов, сопрягаемых с НКТ, выполняется по ГОСТ 633 (резьба гладких труб) По требованию заказчика резьба переводников может выполняться по ГОСТ 633 (резьба НКТ с высаженными наружу концами) или по API Spec 5ВХ.
Резьба на деталях, сопрягаемых с насосными штангами, выполняется по ГОСТ 13877. По требованию заказчика резьба на указанных деталях может выполняться по API Spec 11АХ.
Резьба нижних переводников насосов выполняется по ГОСТ 633 (резьба гладких труб) или по ГОСТ 6357 (трубная цилиндрическая резьба).
Заусенцы на ребрах и кромках деталей должны быть удалены, острые кромки притуплены с шероховатостью не ниже прилегающих поверхностей, если на чертеже нет других указаний.
Детали насоса и опоры, за исключением особо точных и обеспечивающих герметичность (шарик, седло клапана, плунжер и т.п), должны иметь антикоррозионное покрытие. Допускается применение комбинации нескольких видов покрытия, например:
лакокрасочное — для цилиндра, муфт, удлинителей; фосфатирование — для деталей замка, фильтра, корпуса клапана.
На цилиндре насоса или его переводнике, на видном месте, доступ к которому обеспечивается после монтажа на устье скважины, должна укрепляться табличка, выполненная по ГОСТ 12971 и ГОСТ 12969. Размер шрифта — не менее 5 по ГОСТ 2.304. На табличке указывается:
— наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
— типоразмер насоса;
— номер настоящего стандарта;
— номер изделия по системе нумерации завода-изготовителя;
— месяц и год выпуска
Вместо таблички допускается нанесение шрифта на цилиндр или переводник насоса краской, а также электрохимическим травлением или ударным способом.
655
2.2.12. Насосные штанги
Насосные штанги, соединенные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса.
Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм [55].
Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров — переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.
Муфты из стали марок 40 и 45 подвергают поверхностной закалке током высокой частоты (ТВЧ). Для тяжелых условии эксплуатации муфты изготовляют из легированной стали марки 20Н2М.
Штанги поставляют с навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты защищается колпачками или пробками;
Для изготовления насосных штанг (табл. 2.38) используют сталь следующих марок:
— 40, нормализованная и нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;
— 20Н2М (никель-молибденовая), нормализованная, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ или нормализованная с последующей объемной закалкой и высоким отпуском;
— 15НЗМА, нормализованная с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ;
— 15Х2НМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск;
656
Таблица 2 38
42 Ивановский
Характеристика материалов отечественных насосных штанг
Показатель Сталь марки
40, Нормализация или нормализация с последующим поверхностным упрочнением твч 20Н2М, Термоулучшение ЗОХМА, Термо-улучшение 15НЗМА, Термо-улучшение 15Х2НМФ, закалка высокий отпуск 15Х2ГМФ, Термоулучшение в процессе изготовления проката 15Х2ГМФ, Термоулучшение в процессе изготовления проката и штамповки головок
Предел прочности при растяжении, МПа 570 630 610 650 700 770 1060
Предел текучести, МПа 320 520 400 500 630 680 950
Относительное сужение, % 45 65 62 60 63 50 50
Твердость по Бринелю 217 260 229 229 255 270 270
— ЗОХМА, нормализованная с последующим высоким отпуском и упрочнением нагревом ТВЧ;
— 15Х2ГНМФ, закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск.
Маркировка насосных штанг наносится на двух противоположных сторонах каждого квадрата. На одной стороне квадрата наносятся товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя и условный номер плавки, на другой стороне квадрата — марка стали, год выпуска и квартал. Допускается после обозначения наносить технологическую маркировку завода-изготовителя. На штанге, подвергнутой обработке ТВЧ, наносится буква Т.
На наружной поверхности муфты поверхностно-пластическим деформированием наносится маркировка, содержащая: товарный знак или условное обозначение предприятия-изготовителя; марку стали; год выпуска и квартал; букву С (для муфт, не подвергнутых обработке ТВЧ).
Марку стали маркируют буквами:
У — сталь 40 и сталь 45; Н — 20Н2М; X — ЗОХМА;
Р - 15НЗМА; П - 15Х2НМФ; Т-15Х2ГМФ;
С — 36М17 (для румынских штанг).
Год выпуска маркируют одной последней цифрой календарного года. Кварталы маркируют буквами:
А — первый; Б — второй; Г — третий; И — четвертый.
Условный номер плавки маркируется тремя цифрами.
Примеры маркировки штанг:
Ш375 Н9А, где Ш — условное обозначение завода им. лейтенанта Шмидта; 375 — номер плавки; Н — сталь марки 20Н2М; 9 — год изготовления 1999; А — первый квартал; МПОБ С52А, где М — условное обозначение Мотовилихинского завода; П — сталь марки 15Х2НМФ; 0 — год изготовления — 2000; Б — второй квартал; С — штанги сорбитизированные; 52 — номер плавки; А — литер смены.
Примеры условного обозначения штанг и муфт (по ГОСТ 13877-80).
Штанга диаметром 19 мм, длиной 8000 м из стали марки сталь 40: штанга насосная ШН19-40;
658
то же длиной 3000 мм:
штанга насосная ШН19-3000-40;
то же, подвергнутая поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ: штанга насосная ШН19-3000-40Т;
то же, с соединительной муфтой исполнения 1 • штанга насосная ШН19-3000-40Т-1.
Муфта соединительная диаметром 19 мм; исполнения 1, из стали марки сталь 40, подвергнутая обработке ТВЧ:
муфта МШ19 (ГОСТ 13877-80);
то же, не подвергнутая обработке ТВЧ:
муфта МШ19-С (ГОСТ 13877-80);
то же, исполнение 2, из стали марки 20Н2М, не подвергнутой поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:
муфта МШ19-2 -20Н2М-С (ГОСТ 13877-80).
Резьба штанги диаметром 19 мм обозначается: резьба Ш19 (ГОСТ 13877-80).
Соответствие прочности штанг российского производства классам прочности штанг по API Spec 11В представлено в табл. 2.39.
Величина предела пропорциональности материала штанг характеризует и классифицирует прочностные характеристики самой штанги (класс С, К, Д по API Spec 1 IB) [56].
Продолжаются разработки стеклопластиковых или углепластиковых насосных штанг для использования в скважинах с коррозионно-активной средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с резьбой. Но здесь могут быть разные варианты: либо сама высаженная часть и резьба выполняется из композита (стеклопластик или углепластик), либо резьба и высаженная часть штанги выполнена из стали, а сама высаженная часть прикрепляется к гладкому телу штанг. Вариант крепления высаженной части штанги к ее гладкой части представлен на рис. 2.109. Основная особенность стеклопластиковых штанг — их малая масса: при одинаковой прочности они в 3—4 раза легче стальных, но в 2—3 раза эластичнее. Обычно их используют (в сочетании со стальными штангами) в глубоких скважинах (более 2000 м) или в скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью.
659
Таблица 2.39
Соответствие прочности штанг российского производства классам прочности штанг по API Spec 11В
Марка стали Вид термообработки Класс штанг в соответствии с API Spec НВ Нагрузка, при которой достигается предел текучести, кН Нагрузка, при которой достигается предел прочности, кН
ШН19 ШН22 ШН19 ШН22
40 Нормализация с 86 116 153 207
20Н2М Нормализация к 105 142 161 218
I5H3MA Термоулучшение к 134 182 174 236
15Х2НМФ Закалка и высокий отпуск к 169 229 188 254
15Х2ГМФ Термоулучшение в процессе изготовления д 169 229 190 258
15Х2ГМФ Термоулучшение в процессе изготовления д 269 362 300 403
Головка штанги
Рнс. 2.109. Конструкция стеклопластиковой насосной штанги
660
Кроме сплошных насосных штанг, могут применяться полые или трубчатые штанги. Полые штанги предназначены для передачи движения от головки балансира станка-качалки плунжеру скважинного насоса при непрерывной или периодической подаче в полость насосных труб ингибиторов коррозии, ингибиторов отложения парафина, растворителей парафина, теплоносителей, деэмульгаторов, жидкости гидрозащиты насоса. Продукция скважины при этом отбирается по кольцевому пространству между полыми штангами и НКТ. Другим вариантом применения полых штанг является откачка пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости проводится по центральному каналу. За счет малого диаметра проходного сечения увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости по каналу, что препятствует выпадению (оседанию) механических примесей из потока жидкости. Полые штанги конструктивно состоят из трубчатой основной части и резьбовых концов, которые присоединяются к трубчатой части с помощью сварки (рис. 2.110) [56].
Рис. 2.110. Конструкция полой насосной штанги
Марки стали, применяемые для изготовления полых насосных штанг, соответствуют маркам стали, применяемым для изготовления обычных насосных штанг. Исходным материалом для изготовления полых насосных штанг служит бесшовная холод-нокатанная калибрированная труба. Головки, изготовляемые
661
методом горячей объемной штамповки, предварительно сверлятся. Вслед за предварительной обработкой головка штанги соединяется с трубой многослойной сваркой кольцевым швом. Затем зона сварного шва — корневой слой сварочного соединения — растачивается. Этим специальным методом обработки и сварки достигается точная соосность штанги и головки. После сварки вся штанга подвергается термической обработке, правке растяжением и дополнительному контролю соосности. Дефектоскопия, нарезание резьбы, и калибровка производятся таким же образом, что и у цельнометаллических штанг. Ввиду того, что у полых насосных штанг самым критическим местом является зона сварного шва, этой зоне следует уделять особое внимание. Полые насосные штанги после нанесения каждого слоя сварки полностью проверяются капиллярным методом. В дополнение к этой проверке определенное количество готовых штанг подвергается 100 %-й рентгеноскопии всей зоны сварного шва.
Технические характеристики полых штанг, выпускаемых в РФ
Наружный диаметр штанги, мм.......42
Толщина стенки, мм...............3,5
Наружный диаметр муфты, мм........57
Длина штанги, мм: полномерной...................6000
укороченной......... 1000, 1500, 2000
Масса полномерной штанги, кг......25
Зарубежные фирмы (например — SBS, Австрия) также выпускают полые насосные штанги. В табл. 2.40 представлены основные размеры зарубежных полых насосных штанг [56].
При применении полых штанг изменяется конструкция оборудования устья скважин, в состав которого входят устьевой сальник для полых штанг, устьевой полый шток, трубопровод шарнирный или рукав высокого давления и др. (см. рис. 2.111).
Колонна насосных штанг может выполняться не только из отдельных, дискретных штанг, соединенных между собой с помощью резьбы, но и в виде непрерывной колонны.
662
Таблица 2.40
Основные размеры полых насосных штанг фирмы SBS
Наружный диаметр OD, дюйм/ (мм) Внутренний диаметр Ю, дюйм/ (мм) Толщина стенки, дюйм/ (мм) Размер под ключ N дюйм/ (мм) Длина лыски под ключ L, дюйм/ (мм) Диаметр бурта, Л -дюйм/ (мм) Длина цапфы GP, дюйм/ (мм) Диаметр цапфы DP, дюйм/ (мм)
7/8 1/8 1/4 1 1 '/4 1 7г 1,437 1,061
(22,2) (9,52) (6,35) (25,4) (31,75) (38,1) (36,50) (26,95)
1 1/2 1/4 1 1 ‘/4 1 7s 1,625 1,186
(25,4) (12,7) (6,35) (25,4) (31,75) (41,27) (41,27) (30,13)
1 0,630 0,185 1 1 '/4 1 7s 1,625 1,186
(25,4) (16,0) (4,7) (25,4) (31,75) (41,27) (41,27) 30,13)
1 */8 0,709 0,208” 1 716 1 72 2 1,875 1,347
(27,6) (18,0) (5,29) (33,3) (38,1) (50,8) (47,63) (34,89)
К непрерывным насосным штангам (ННШ) относятся прутковые и гибкие штанги.
Прутковые ННШ представляют собой колонну необходимой длины, состоящую из отдельных участков разного поперечного сечения. Отдельные участки колонны соединяются с помощью сварки в стык, сварной шов проходит термическую и механическую обработку и имеет прочность 0,95—1,00 с основным телом штанги. Поперечное сечение участков ННШ выбирается из условий равнопрочности колонны. Колонна ННШ может состоять из нескольких (до 10) участков, условный диаметр которых различается на 1,5 мм. Как правило, такая штанга имеет массу на 8— 10 % меньше, чем аналогичная колонна обычной конструкции. Поскольку штанга имеет непрерывную конструкцию с соединениями только на насосе и полированном штоке,
663
Рис. 2.111. Оборудование устья скважины с полыми насосными штангами:
1 —глубинный насос, 2— насосные трубы, 3 — трубные штанги, 4 — выкидная линия, 5 — отвод, 6 — фильтр, 7 — гибкий шланг
сила трения такой колонны по колонне НКТ и в перекачиваемой жидкости значительно меньше Помимо этого, из-за отсутствия муфт ННШ большего размера можно устанавливать в НКТ меньшего диаметра (рис 2 112) [57]
При транспортировании прутковых ННШ, а также при спуске и подъеме их из скважины колонна штанг наматывается на барабан, диаметр которого выбран из условия возникновения в теле штанг напряжений изгиба, не превышающих предел текучести материала штанг Из-за этого диаметр барабана для намотки непрерывных штанг может достигать величины 7—11 м Для уменьшения этих размеров поперечное сечение штанг выполнено не круглым, а эллиптическим, причем намотка штанг на барабан происходит по малой оси эллипса.
664
Рис. 2.112. Расположение в колонне НКТ стандартной и непрерывной штанги
Опыт создания и применения ННШ, выполненных из стальных прутков эллиптического сечения, впервые созданных канадской фирмой Corod Manufacturing [57] и показавших свою работоспособность и эффективность на нефтяных промыслах Северной Америки выявил не только их технические и экономические преимущества, но и недостатки, к главным из которых можно отнести большой габарит агрегата для проведения спуско-подъемных операций с ННШ Большой (от 6 до 12 м)
665
диаметр барабана для намотки ННШ обусловлен требованиями минимальной деформации штанг при их размещении на барабане. В соответствии с разработками специалистов Corod Manufacturing эта деформация изгиба не должна была превышать величину, при которой напряжения в теле ННШ составляют от 70 до 90 % предела пропорциональности (или предела текучести) материала штанг. Эти требования были основаны на многочисленных теоретических и экспериментальных работах, свидетельствующих о недопустимости эксплуатации насосных штанг, которые потеряли прямолинейность из-за неправильной транспортировки, хранения или эксплуатации. Авторы указанных работ утверждали, что предварительная деформация изгиба насосных штанг приводит к их преждевременному выходу из строя из-за снижения усталостной прочности материала и появления дополнительных нагрузок в теле штанг из-за их непря-молинейности.
Непрерывная штанга наматывается на барабан с напряжениями, не превышающими пропорциональности (текучести), в связи с чем при разматывании штанги (т.е. при спуске ННШ в скважину) штанга сама принимает прямолинейную форму и не имеет остаточных напряжений в своем теле. Однако для выполнения этих условий необходимо, чтобы радиус кривизны изгиба штанги на барабане и радиус поперечного сечения самой штанги находились в следующей зависимости:
0,002- (2.167)
Следовательно, для штанг диаметром 25 мм диаметр барабана должен превышать 12,5 м, а при использовании штанг эллиптического сечения с размером малой оси 14 мм диаметр барабана может быть уменьшен до 7,0 м. То есть, транспортировка агрегатов с барабанами таких размеров по дорогам как общего пользования, так и по промысловым с наличием электрических сетей является трудной задачей (рис. 2.113).
Гибкие ННШ могут выполняться в виде канатов различных конструкций или лент, выполненных из металлических или композитных материалов.
Применение в скважинной насосной установке канатных штанг в современных глубоких скважинах, продукция которых
666
Рис. 2.113. Транспортировка колонны ННШ
обладает значительной коррозионной активностью, не может быть реализовано без решения вопросов о жесткости каната и сопротивлении усталостной прочности каната при его использовании в качестве непрерывных наматываемых штанг.
Вопрос о жесткости каната при использовании его в качестве колонны насосных штанг возникает в связи с тем, что в настоящее время ШСНУ используются для откачки пластовой жидкости из глубоких (до 3500 м) скважин со значительными величинами динамического уровня (до 2000 м) и при дебитах до 80 м3/сут, для чего используют насосы с диаметрами до 70—120 мм.
При таких условиях эксплуатации гидравлическая нагрузка на колонну насосных штанг может достигать больших значений и приводить к деформации (удлинению) колонны насосных штанг (или, что то же самое — к потере эффективной длины хода плунжера). Так, для достаточно часто встречающихся условий эксплуатации — динамический уровень /7 = 1200 м, плотность откачиваемой жидкости р = 950 кг/ м3, условный диаметр насоса dH = 44 мм при использовании колонны стальных насосных штанг диаметром dui = 22 мм — потеря хода плунжера, подвешенного на глубине в 1400 м, составляет 350 мм, т.е. может достигать 10 % хода точки подвеса колонны штанг для таких, наиболее часто применяемых приводов СШНУ, как станки-качалки типа СК8, ПШ8 и др. При перемещении плунжера насоса с помощью обычного стального каната возникают такие пробле
667
мы, как конструктивное и упругое удлинение каната, износ, коррозия, остаточная деформация и обрыв отдельных проволок и прядей, приводящих к быстрому износу каната и НКТ. Обычные канаты, применяемые в нефтяной промышленности, не могут быть использованы для привода существующих ДСНУ ввиду значительных конструктивных удлинений (порядка 50 см на 500 м подвески скважинного насоса) и малой устойчивости к механическому износу и коррозии [28]. Удлинение же каната специальной конструкции (например — по ГОСТ 10506-76) при использовании его в аналогичных условиях дает потерю хода плунжера на 15 % больше, чем при использовании стандартной колонны штанг, т.е. 402 мм. Следовательно, потеря хода плунжера достигнет 11,5 % от длины хода точки подвеса колонны штанг.
Фирмами «Bethlehem Steel» и «Du Pont de Nemure» (Франция) были проведены испытания канатных тяговых органов [47]. Экспериментальный канат представлял собой свивку из 37 проволок. Каждая проволока сначала обрабатывалась ингибитором, а затем покрывалась слоем нейлона толщиной 0,25 мм. Из существующих видов пластмасс нейлон был выбран из-за водонеф-тестойкости и стойкости к ползучести. Готовый канат покрывался защитной оболочкой из нейлона толщиной 0,625 мм для защиты проволок от истирания или механического повреждения при транспортировке или в процессе эксплуатации. В большинстве скважин канат работал хорошо. Обрывы происходили в основном в тех скважинах, где в добываемой жидкости было значительное содержание сероводорода.
Аналогичные работы по совершенствованию тягового органа скважинных насосных установок ведутся в СНГ. В РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина была разработана СШНУ с балансирным приводом, у которой в качестве гибкого тягового органа использовался канат закрытой конструкции по ГОСТ 10506-76 диаметром 20 мм. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы позволили сделать вывод о достаточно высокой выносливости этого каната (несколько превышающей коррозионную выносливость стандартных штанг из стали 20Н2М), а также о благоприятном воздействии использования каната на работу всей установки в целом. Последнее происходит из-за демпфирующих свойств каната, что приводит к уменьшению динамических составляющих общей нагрузки на наземный привод.
668
Внедрение разработанной конструкции на нефтяных промыслах подтвердило работоспособность и эффективность оборудования и возможность проведения спуско-подъемных операций с высокими скоростями [1].
Уменьшение сил трения каната о перекачиваемую жидкость и стенки НКТ, снижение динамических нагрузок и увеличение коэффициента наполнения насоса происходит за счет конструктивных особенностей канатов, играющих не только роль штанговой колонны, но и роль амортизатора, демпфера. Эти же конструктивные особенности каната требуют дорабатывать существующие методики оценки состояния и работоспособности оборудования ШСНУ, основанные на анализе динамограмм. Уменьшение массы канатной штанги по сравнению со стандартной может вызвать затруднения при ходе плунжера вниз, поэтому для нормальной работы установки необходимо применять утяжелители.
Иногда неметаллический трос на основе стекловолокна и полимерных связывающих материалов в литературе по штанговым насосным установкам называют кабелем. Часто кабель имеет металлический наполнитель для увеличения его массы, что обеспечивает усилие, необходимое для хода плунжера скважинного насоса вниз.
Классификация колонны штанг или «тягового органа», используемого в установках скважинных штанговых насосов, представлена на рис. 2.114.
Многими зарубежными фирмами применяется комбинированный тяговый орган — стандартная штанговая колонна с гибким элементом. Так, например, фирма Маре для длинноходовых установок серии LSPU применяет стандартную штанговую колонну с полированным штоком необходимой длины, который с помощью клиновой подвески соединяется с гибким элементом [47]. В качестве последнего используется сдвоенный стальной канат диаметром 31 мм, по наружной поверхности защищенный специальным полимерным покрытием. При работе установки канат подвергается растягивающей нагрузке от 25 до 195 кН и напряжению изгиба при прохождении через направляющий блок и при намотке на барабан. Применение стального каната и полимерного покрытия, снижающего контактное напряжение между канатом и телом направляющего блока и барабаном лебедки, позволяет значительно уменьшить их диаметры [47].
669
Рис. 2.114. Классификация различных типов тягового органа СШНУ по конструктивным признакам
Для уменьшения диаметра приводного барабана в ДСНУ, разработанной фирмой «Bender» (США), в качестве гибкого элемента тягового органа используется широкая лента. Упругие свойства ленты позволяют уменьшить динамические нагрузки на привод установки, а также энергетические затраты. Испытания установки Prolif, проведенные фирмой «Reed American Products» (США), показали, что использование ленты в качестве гибкого элемента уменьшает почти в 10 раз количество ремонтов из-за ее повреждения по сравнению с канатом [47].
Преимущество комбинированного тягового органа состоит в том, что в этих случаях в установках используются отработанные конструкции колонны насосных штанг, уплотнительных устьевых устройств, соединительных узлов с полированным штоком и плунжером скважинного насоса. Мачтовая конструкция наземного привода позволяет производить смену скважинного насоса без использования агрегата для подземного ремонта скважины.
В установке Liftronic в качестве гибкого тягового органа использована грузовая пластинчатая цепь длиной около 13 м и максимальной нагрузкой 54 кН. Хотя фирма не лает данных о типоразмере применяемой цепи, стандарт API позволяет выбрать конструкцию и размеры грузовой цепи по условиям эксплуатации. Применение цепи в качестве гибкого тягового органа позволило уменьшить диаметр барабана лебедки наземного привода по сравнению с барабаном для каната. Наряду с этим, применение цепи в качестве гибкого элемента имеет следующие недостатки: большое поперечное сечение цепи ведет к усложнению конструкции устьевого уплотнения, сильный шум при работе цепи, необходимость в дополнительном сложном устройстве для смазки цепи, малая долговечность цепи из-за воздействия агрессивной среды и механических примесей.
В длинноходовых скважинных насосных установках (ДСНУ) в качестве гибкого непрерывного тягового органа может применяться стальная лента. Она представляет собой стальную полосу прямоугольного сечения [45, 47, 58]. Толщина ленты выбирается из условия намотки ее на барабан установки без упругопластической деформации, а ширина — из условия размещения ленты внутри НКТ. Два этих условия приводят к тому, что площадь поперечного сечения тягового органа часто оказывается
671
недостаточной для восприятия циклических нагрузок, возникающих при работе насоса.
Недостатком такого тягового органа является их низкая надежность, обусловленная тем, что стальная лента подвергается износу из-за трения о внутреннюю поверхность НКТ в абразивной среде, а также при многослойной навивке на барабан. Наличие микротрещин, надрезов, рубцов на поверхности и по торцам стальной ленты в условиях агрессивной коррозионной среды и большая площадь контакта тягового органа с откачиваемой жидкостью приводит к быстрому коррозионно-усталостному разрушению ленты. Кроме того, форма тягового органа делает крайне затруднительным разработку и изготовление надежного устьевого уплотнения ленты. Стальные ленты выпускают отрезками длиной 200—300 м, и стыковка этих отрезков для обеспечения необходимой длины представляет сложную задачу. Вследствие этого использование таких установок определяется лишь сравнительно неглубокими скважинами. Эти недостатки могут быть преодолены при использовании в ДСНУ канатов и неметаллических лент, которые прошли промысловые испытания совместно со скважинными насосными установками с обычной длиной хода.
Одним из направлений по усовершенствованию тягового органа скважинного насоса является применение в качестве непрерывной штанги неметаллической ленты, изготовленной из ви-нилэфира, армированного графитными волокнами. Фирма Hanlun (США) приступила к выпуску ленты Ribbon Rod [47]. Материал ленты имеет высокий модуль упругости и обладает достаточной жесткостью для использования в скважине и гибкостью для намотки на барабан. Барабан диаметром 2,4 м для намотки ленты длиной 1500 м монтируется на грузовике. Размер ленты 35,6x1,8 мм, линейная плотность 0,108 кг/м, предельное кратковременное разрывное усилие 56 кН, предел прочности на разрыв 862 МПа. Рекомендуемая максимальная рабочая нагрузка 26,6 кН при температуре 77 °C.
Анализ испытаний в различных скважинах опытного образца ДСНУ, в которой в качестве тягового органа использовалась лента, показали, что такая установка может обеспечить добычу 32 м3/сут жидкости с глубины 1520 м при 10—12 ходах в минуту.
672
Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее действуют агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки, приводящие к накоплению усталостных явлений в штанговой колонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие трения о колонну НКТ, особенно при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.
На штанговую колонну действуют следующие нагрузки:
• статические — вес штанговой колонны с учетом силы плавучести и вес столба жидкости над плунжером высотой от динамического уровня жидкости, за вычетом объема, занимаемого штанговой колонной;
• динамические — силы инерции движущихся масс штанговой колонны и жидкости, так как их движение осуществляется с ускорением, а также силы вибрации, обусловленные волновыми явлениями, возникающими в штанговой колонне при работе насоса.
При работе штанговой колонны в наклонно направленных скважинах и при откачке высоковязких жидкостей, эмульсий необходимо учитывать силы трения штанговой колонны о трубы и жидкость, так как их значение может быть соизмерено с весом колонны.
Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие — в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз при откачке вязких жидкостей и эмульсий. Это отрицательно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги или штанги большего диаметра.
Как было показано в предыдущем разделе настоящей книги, возможно применение и специальных насосов с гидравлическим утяжелителем низа штанговой колонны, что устраняет возможность знакопеременного нагружения нижней части штанговой колонны.
Разрушение штанговой колонны носит усталостный характер. Промысловый опыт показал, что чаще всего штанга обрывается на участках длиной 0,25—0,35 м, прилегающих к головкам, т.е. там, где конструкция имеет максимальные концентраторы напряжений за счет изменения формы штанги и где может возникнуть изгибающий момент от возможной несоосности тела и головки штанги.
673
43 Ивановский
В связи с усталостным характером разрушения штанг их долговечность снижается при работе в коррозионной среде.
За рубежом штанги и муфты к ним выпускаются по стандарту API Specll В. Согласно данной спецификации стандарта насосные штанги различают лишь по показателям прочности на растяжение Выбор материала, методов упрочнения, технологических приемов изготовления, повышающих надежность штанги, стандартом не оговорены и оставлены на усмотрение изготовителя. Последнее особенно сильно влияет на долговечность работы штанговой колонны, поэтому при приобретении штанг, выпускаемых по указанной выше спецификации API этому необходимо уделять особое внимание. По показателям прочности стандарт API разделяет штанги на классы.
Класс API К. Предел прочности на растяжение — минимум 85 ООО фунтов на квадратный дюйм (590 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).
Класс API С. Предел прочности на растяжение — минимум 90 ООО фунтов на квадратный дюйм (630 МПа), максимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа).
Класс API D. Предел прочности на растяжение — минимум 115 000 фунтов на квадратный дюйм (790 МПа), максимум 140 000 фунтов на квадратный дюйм (969 МПа).
Обычно применяются углеродисто-марганцевые стали для класса С, никелемолибденовые улучшенные стали для класса К и хромомолибденовые улучшенные стали для класса Д.
Квадрат штанги маркируется твердым штампом, где указывается фирменный знак изготовителя, обозначение стандарта, класс API, код идентификации расплава, месяц и год изготовления.
На рис. 2.115 представлен общий вид штанги, а в табл. 2.41 даны размеры штанги по стандарту API Sped 1В [56].
Для подгонки длины колонны штанг и длины колонны НКТ спецификацией стандарта предусмотрен выпуск коротких штанг (pony rods) с длинами 2, 4, 6, 8, 10 и 12 футов (610, 1220, 1830, 2440, 3050 и 3660 мм).
Резьбы готовых для отгрузки штанг смазываются специальной смазкой и защищаются пластмассовыми колпачками и заглушками.
По стандарту АНИ предусмотрен выпуск муфт, которые могут выполняться с лыской под ключ или без нее (рис. 2.116, табл. 2.42).
674
Рис. 2.115. Насосные штанги, по стандарту АНИ
Размеры штанги по стандарту API Sped 1В
Таблица 2.41
Номинальный размер Размер под КЛЮЧ, мм Длина лыски, под ключ, W], мм Диаметр бурта Df> ММ Номинальный диаметр, резьбы, мм Длина ниппеля 4, мм
Диаметр, штанг, d Длина, штанги, L
ДЮЙМ ММ футы ММ
5/8 15,9 22,2 31,75 31,75 23,8 31,75
3/4 19.0 25,4 31,75 38,1 26,99 36,5
7/8 22,2 25 или 30 7620 или 9140 25,4 31,75 41,28 30,16 41,28
I 25,4 33,3 38,1 50 8 34,52 47,63
1'/4 28,6 38,1 41,28 57,2 39,69 53,98
675
Рис. 2.116. Муфта по стандарту АНИ
Видно, что для штанг 5/8, 3/4, 7/8, и 1,0 дюйм длина муфты одинакова — 101,6 мм (4 дюйма). Ниппельная же часть штанги при этом увеличивается. Поэтому при смазывании резьбовых соединений внутренняя полость муфты может переполниться смазкой, что препятствует свинчиванию соединения. Поэтому обильная смазка резьбовых соединений не рекомендуется.
На долговечность штанговой колонны большое влияние оказывает момент свинчивания резьбового соединения. При малом моменте свинчивания торцы ниппеля и муфты могут при действии растягивающей нагрузки расходятся и пластовая жидкость имеет возможность воздействовать на резьбовую часть колонны штанг, что приводит к быстрому выходу ее из строя. При слишком большом моменте свинчивания на резьбовую часть штанги кроме растягивающей нагрузки от внешних сил действует растягивающая нагрузка от предварительной затяжки резьбового соединения. Эта суммарная нагрузка может вызвать пластическую деформацию ниппеля и его разрушение.
Прочность резьбового соединения должна быть не меньше прочности тела штанги.
676
Таблица 2 42
Размеры муфты, по стандарту API Spec 1 IB
Диаметр штанги Наружный диаметр Оь ММ Длина N, мм Размер под ключ И^, мм Длина лыски под ключ, Wj, ММ Масса муфты, кг
ДЮЙМ ММ
5/8 15,9 38,1 101,6 34,9 31,8 0,60
3/4 19,0 41,3 101,6 38,1 31,8 0,70
7/8 22,2 46,0 101.6 41,3 31,8 0,85
1 25,4 55,6 101,6 47,6 38,1 1,10
1 ‘/4 28,6 60,3 114,3 53,99 41,3 2,00
Правильно свинченное резьбовое соединение должно создавать на упорных торцах муфты и ниппеля такие сжимающие нагрузки, чтобы при работе соединения в скважине максимально возможное растягивающее усилие в штангах не могло разжать и раскрыть стык. Если стык будет раскрыт, то резьбовое соединение будет подвергаться воздействию коррозионно-активной пластовой жидкости и быстро выходить из строя. Поэтому для правильного свинчивания колонны необходимо применять специальные механические ключи. Свинчивание вручную штанговой колонны часто не позволяет достичь требуемых моментов, что приводит к снижению наработок на отказ колонн насосных штанг.
При сборке соединения необходимо очищать и смазывать резьбу. Как указывается в работе [49], это сильно влияет на правильность сборки соединения, так как только 10—20 % создаваемого крутящего момента расходуется на создание сжимающих напряжений крутящего момента, остальная часть — на преодоление трения.
В скважинах, где наблюдается коррозия оборудования и отложение солей, для повышения надежности насосных штанг должны осуществляться мероприятия по подаче в скважину ингибиторов.
677
Для форсированных режимов эксплуатации целесообразно применять легирование и углеродистые штанги, закаленные ТВЧ.
Для работы с насосами малых диаметров (29, 32, 38 мм) предпочтительнее использовать углеродистые штанги из стали марки сталь 40 согласно расчетам глубин спуска.
Для эксплуатации скважин с глубиной спуска насоса более 1500 м отбором жидкости выше 40 м3/сут следует использовать штанги из стали марок 30ХМА, 15НЗМА, 15Х2НМФ, закаленные ТВЧ.
В условиях сильной коррозии хорошо работают штанги из стали марки 15НЗМА.
Области применения насосных штанг в сочетании с типоразмерами насосов приведены в табл. 2.43.
Штанги транспортируются в специальных пакетах, обеспечивающих сохранение их от механических повреждений и искривления при проведении погрузочно-разгрузочных работ, транспортировании, складировании и хранении.
Согласно ГОСТ 13877-80 штанги упаковываются в пакет массой брутто не более 500 кг. Допускается по заказу потребителя упаковка штанг в пакет массой брутто до 1500 кг, объединение нескольких пакетов массой брутто каждого до 500 кг в укрупненный пакет массой брутто до 3500 кг.
Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохранительными колпачками и пробками от повреждений, грязи и влаги.
Погрузка и выгрузка штанг должна производиться при помощи крана со специальной траверсой, имеющей не менее трех подвесок.
Перевалки и укладывание пакетов штанг на промыслах производится также при помощи крана; при этом необходимо соблюдать следующие правила:
а) не допускается одновременный перенос больше одного пакета штанг;
б) захват пакета штанг цепями или канатами производится не менее чем в трех местах;
в) пакет штанг охватывают цепями или канатами вплотную около средних хомутов —замков;
г) — штанги укладываются на стеллажи.
678
Таблица 2.43
Области применения насосных штанг
Сталь марки Условия эксплуатации с учетом коррозионной активности продукции скважин Диаметр скважинных насосов, мм Допускаемое приведенное напряжение в штангах (МПа), не более
Сталь 40 Некоррозионные условия 29-95 70
29-44 120
57-95
20Н2М Некоррозионные условия 29-95 90
Коррозионные условия (с влиянием H2S) 60
Некоррозионные условия 29-44 130
Некоррозионные условия 57-95 ПО
Коррозионные условия (без влияния H2S) 29-95 100
Некоррозионные условия 29-95 100
Коррозионные условия 70
ЗОХМА Некоррозионные условия 29-44 130
57-95 по
Коррозионные условия 29-95 90
15НЗМА Некоррозионные условия 29-44 170
57-95 150
Коррозионные условия (с влиянием H2S) 29-95 120
15Х2НМФ Некоррозионные условия 29-95 100
Коррозионные условия (без влияния H2S) 29-95 90
Примерный тип стеллажа для хранения штанг на промыслах приведен на рис. 2.117.
Хранение штанг на земле недопустимо. Штанги, лежащие на стеллажах, следует прикрывать только для предохранения от атмосферных осадков.
679
Рис. 2.117. Стеллаж для хранения насосных штанг: а — стеллаж, б — упакованные штанги
На такой стеллаж сначала укладывают деревянные прокладки, а затем пакеты штанг. Пакеты укладывают один на другой (не более трех штук) так, чтобы хомуты одного пакета находились рядом с хомутами другого пакета или один над другим.
Штанги на промыслах следует транспортировать только штан-говозами (например, ЗАПШ) с подъемным краном грузоподъемностью до 500 кг или другими видами транспорта, имеющими ровную платформу, превышающую длину штанг.
При перевозке штанг вертолетом пакеты штанг необходимо охватить и стянуть хомутами или канатами не менее чем в четырех местах и подвеску пакета производить при помощи траверсы, имеющей не менее трех стропов.
Распакованные штанги должны укладываться ровными рядами, между которыми поперек штанг должны устанавливаться деревянные прокладки через каждые 1,5 м. Высота штабеля не должна превышать 1,5 м.
Не допускается укладывать на одном стеллаже штанги, изготовленные из сталей различных марок и термообработок.
680
У поднятых из скважин штанг, предназначенных для дальнейшего использования, резьбовые соединения следует очистить, смазать и предохранить их колпачками или пробками от повреждений к скопления на них грязи и влаги.
Отбракованные штанги должны храниться отдельно от пригодных для эксплуатации.
Штанги следует складывать на стеллажах или мостках без прогибов и свешивания их концов. Стеллажи (мостки) должны иметь не менее четырех поперечных прокладок из труб (досок) или сплошной настил из досок длиной не менее 8 м. На них не должно быть посторонних предметов, отбракованных штанг и грязи.
Резервные штанги по маркам и типоразмерам должны храниться на стеллажах только на цеховом складе, отдельно от бракованных.
При укладывании штанг следует применять только деревянные междурядные прокладки
Составление одноступенчатых или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок не допускается.
Конструкция резьбы штанг позволяет навинчивать муфту от руки. Довинчивание муфты до бурта штанги с усилием не допускается, так как это свидетельствует о порче или загрязнении резьбы. Спуск штанги с забитой резьбой не допускается. После соприкосновения торца муфты с буром штанги соединение следует тщательно закрепить ключом.
Правильное сопряжение резьб и их затяжка определяются моментом свинчивания, равным для штанг диаметром: 16—300; 19-500; 22-700; 25 мм - 1100 Н-м.
Штанги и муфты, не дающие плотного соединения, нельзя спускать в скважину, их следует браковать.
Недовинчивание муфты до бурта штанги недопустимо, так как во время работы может произойти отворот или обрыв в резьбе.
Резьба штанг имеет высокий класс точности и малые допуски от номинала, поэтому малейшие загрязнения или ржавчина могут затруднить свинчивание. Резьбы следует всегда хранить в смазанном виде и с надетыми предохранительными колпачками.
Резьбу штанг и муфт следует очищать от густой смазки или грязи специальным приспособлением, изготовленным из муфты и головки штанги.
681
Для предохранения резьбы штанг и муфт от коррозии их необходимо покрыть смазкой ЛЗ-162.
При развинчивании соединения не допускается обстукивание муфты молотком, ключом или другими металлическими предметами. Тугие соединения следует разъединять ключом с рукояткой в 1 м.
Необходимо учесть, что неправильная зарядка штанг в элеватор приводит к изгибу их за головкой и, как следствие, к обрывам в этом месте. Запрещается выпрямление искривленных штанг, их следует браковать.
При подъеме штанг их нужно тщательно осматривать с целью обнаружения повреждений. Штанги и муфты с такими повреждениями, как изгибы, зазубрины, коррозионный и механический износ, не допускаются к дальнейшей эксплуатации, их нужно браковать.
При обрыве или отвороте штанг в нижней части колонны, а также при наличии заеданий плунжера на ходу и больших гидравлических сопротивлений в клапанах следует применять тяжелый низ для штанговых колонн. Рекомендуемая масса тяжелого низа колонны штанг приведена в табл. 2.44.
В случае обрыва штанги на ее место необходимо поставить новую. Установка случайной или же находившейся в работе штанги на место оборвавшейся не допускается.
Оборвавшиеся штанги следует сохранить. Обе части, отрезанные длиной 250 мм от места обрыва, необходимо связать и прикрепить к ним бирку с указанием номера скважины, промысла, марки стали штанги, даты обрыва и номера оборвавшейся штанги, считая от устья скважины. Затем эти образцы передают исследовательской организации.
В случае одного-двух обрывов в новой колонне не следует менять всю колонну. Такие обрывы могут быть следствием изгиба за головкой или плохой сборки резьбового узла.
После первого же обрыва штанги целесообразно проверить нагрузку на головку балансира станка-качалки и правильность подбора штанговой колонны, при выявлении ошибок необходимо устранить их. После трех-четырех обрывов штанг, следующих один за другим через короткие промежутки времени, всю колонну штанг необходимо полностью заменить на новую.
682
Таблица 2.44
Масса тяжелого низа колонны штанг
Условный диаметр Минимально необходимая масса тяжелого низа для 3 группы посадки плунжера, кг
насоса, мм Для насоса с одним нагнетательным клапаном при Sn Для насоса с двумя нагнетательными клапанами при Sn
10 20 30 10 20 30
29 45 50 55 45 50 55
32 50 55 60 50 55 60
38 60 65 70 65 75 85
44 70 75 80 75 85 90
57 80 85 90 85 100 140
70 ПО 115 120 НО 130 160
95 140 150 170 150 170 210
2.2.13. Вспомогательное оборудование скважинных штанговых насосных установок: скребки, центраторы, скважинные дозаторы, штанговые амортизаторы, газосепараторы
Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками требуют применения дополнительных средств, которые обеспечивают повышение надежности работающего оборудования.
Например, практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклонно-направленными или искривленными. Практика эксплуатации СШНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь — колонны насосных штанг и колонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных
683
штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муфты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреждения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою очередь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам через них добываемой жидкости.
Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо применять центраторы или протекторы.
Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках — центраторы скольжения.
В интенсивно искривленных аварийных скважинах необходимо комбинированное применение центраторов и других предохранительных устройств. Центраторы роликовые устанавливаются в интервале набора кривизны или корректировки траектории скважины, а в других искривленных участках — центраторы скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 2.118.
Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должна быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическому воздействию нефти и пластовой воды; обладать
684
Рис. 2.118. Конструкция центраторов:
а — центратор-муфта с роликами, б — центратор-муфта скольжения; в — центратор-скребок промежуточный
низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гидравлические сопротивления, иметь оптимальную стоимость. На рис. 2.119 показана схема установки центраторов в скважине [60, 61].
Наиболее успешные масштабные испытания центраторов скольжения произведены в ОАО «Черногорнефть» и АО «Татнефть». Импортные роликовые центраторы внедрялись в объединении «Пурнефтегаз» фирмой «Бритиш Петролеум», однако в недостаточных масштабах для заключения об их эффективности. Изготовление наиболее простых конструкций центраторов можно организовать в рамках самих нефтегазодобывающих фирм.
При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Все применяемые центраторы скольжения (рис. 2.120) создают при возвратно-поступательном движении в НКТ значительные сопротивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может снизить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центраторов с их устойчивостью к износу.
685
Рис. 2.119. Схема установки центратора в скважине
1 — станок-качалка; 2 — штанговращатель; 3 — насосные штанги; 4— насосно-компрессорные трубы; 5— роликовый центратор; 6— скользящий центратор; 7 — скребок-ограничитель; 8— насос
686
Рис. 2.120. Центраторы скольжения зарубежного производства
Наилучшим образом этому требованию отвечают центраторы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закругленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопротивление потоку нефти за счет минимизации турбулентности и кавитации потока. Соответственно наилучшими являются центраторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.
Другим нормативным условием выбора центраторов является суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.
687
Выбор типа центраторов в идеале должен базироваться на максимально точный расчет нагрузок, действующих на глубинно-насосное оборудование в скважине. Однако в полевых условиях это не всегда возможно.
На рис. 2.121 приведен центратор скольжения штанг конструкции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, который изготавливается из полиуретана или полиамидной смолы. Центратор устанавливается на штангу через его боковые противоположные продольные пазы.
На рис. 2.122 показан центратор качения, разработанный в АО «Татнефть». В качестве тел качения в нем использованы стандартные шарики от подшипников, установленные в гнездах корпуса центратора и зафиксированные в этих гнездах от радиального перемещения.
Рис. 2.121. Центратор штанг из полиуретана
При откачке пластовой жидкости с высоким содержанием парафина, асфальтенов и смол в колонне НКТ может происходить отложение этих веществ. Для борьбы с асфальто-смоло-парафинистыми отложениями (АСПО) при работе СШНУ применяются штанговые скребки. Как уже отмечалось выше, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называемые скребки-центраторы). Одним из таких устройств является центратор, показанный на рис. 2.121. Другим, наиболее часто
688
Рис. 2.122. Центратор штанг конструкции АО «Татнефть»
1 — НКТ 73 мм; 2 — шарик;
3 — резьба штанги диаметром 22 мм
применяемым на промыслах видом скребков является пластинчатый (рис. 2.123). Стальная пластина 1 крепится хомутами 2 (с помощью сварки или запрессовки) к телу штанги 7. Расстояние между скребками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхности колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот
осуществляется с помощью штангов-
ращателя, во втором — за счет специальной формы скребка (например — винтовой), что приводит к вращению скребка за счет
сил трения.
Другим способом борьбы с АСПО является закачка в скважину специальных химических реагентов. Однако подача химреагентов с устья скважины часто является неэффективной, т.к. реагент должен пройти через большую «подушку» пены и пластовой жидкости и попасть на прием скважинного насоса. По-
Рис. 2.123. Пластинчатый скребок на насосной штанге
1 — пластина; 2 — хомут; 3 — штанга
44 Ивановский
689
этому наиболее эффективным становится применение скважинного дозатора. Дозатор скважинный инжекционный (ДСИ-107) разработан «ТатНИПИнефть» и успешно применяется на многих нефтяных промыслах. Предназначен для подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор может применяться в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10—100 °C). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематическая вязкость — не более 450 мм2/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. Наружный диаметр скважинного дозатора — 107 мм, длина (без трубчатого контейнера для реагента) — 400 мм, масса одного комплекта — 22 кг.
Эксплуатация дозатора (рис. 2.124) осуществляется следующим образом. Во время подготовительных работ определяются обходимый объем химреагента, длина хвостовика (контейнера) из НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора 23 для установления режима его работы.
В скважину спускается колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой 16 и пробкой 75.
Плотность и вязкость ингибитора определяют при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины — по данным предыдущей эксплуатации скважины.
Рис. 2.124. Дозатор ДСИ-107:
1, 11 — корпус, 2 — камера, 3, 5— контргайки, 4 — сопло, 6, 18— гайка, 7— патрубок. 8, 10, 17— фильтр, 9, 20— седло клапана, 12— штуцер, 13 — ниппель, 14— трубка, 15— пробка, 16— заглушка, 19 — колонна НКТ, 21 — шарики, 22 — трубка, 23 — втулка
690
Втулка 23 размещается в камере 2, корпус 77 заворачивается в корпус 7. Присоединяют дозатор к колонне НКТ 19, предварительно ввернув трубку 14 в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр 7 7 на нижнем конце нагнетательной гидролинии. Скважинный насос присоединяют к дозатору. Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.
Подъем оборудования и извлечение его из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъема труб 19 без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку 15 сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.
Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жидкости.
Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка дозатора химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.
При работе СШНУ с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера) для снижения амплитуды напряжений в колонне насосных штанг в некоторых случаях применяются амортизаторы. Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или являться частью подвески полированного штока. Схема скважинного амортизатора, встроенного в колонну наосных штанг представлена на рис. 2.125.
Амортизатор выполняется в виде стакана 7 с отверстием 3 в днище 4. При этом головка 9 верхней штанги связана со стаканом 7резьбовым соединением, головка переводника нижней штанги 7 выполнена ступенчатой. Стакан 7 установлен днищем 4 на ступени меньшего диаметра 2, а между ступенью большего диаметра 6 и днищем 4 стакана размещен упругий элемент 5.
В процессе спуска колонны насосных штанг стакан 7 обеспечивает соединение двух штанг — верхней и нижней. Для регулирования зазора между двумя соединяемыми насосными штангами служит шайба 8. При ходе колонны насосных штанг вверх,
691
Рис. 2.125. Амортизатор штанговой колонны
когда имеет место наибольшая нагрузка, вначале страгивается верхний участок колонны штанг до места установки первого компенсатора. Далее по мере увеличения нагрузки произойдет сжатие упругого элемента 5, и только после этого начнется движение следующего после компенсатора участка. Таким образом, в процессе работы компенсаторы, установленные в штанговой колонне через определенные интервалы, снижают инерционную нагрузку на колонну штанг, уменьшая величину общей нагрузки [60].
Имеется и много других конструктивных схем амортизаторов, в частности — амортизаторов, использующих демпфирующие свойства канатов, которые также снижают инерционную составляющую максимальной нагрузки. В этом случае канат необходимой длины и диаметра встраивается в колонну насосных штанг с помощью специальных пе
реводников. Опыт показал, что применение двух-трех вставок каната длиной по 8—10 м или одного длиной 20—25 м
вполне достаточно для снижения динамических нагрузок на 15-25%.
Еще одним видом дополнительного оборудования для эксплуатации нефтяных скважин с помощью штанговых насосов являются газосепараторы.
Также как и в случае работы установок центробежных насосов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления свободного газа на прием скважинного штангового насоса. Как уже указывалось выше, штанговые насосы обычного исполнения не должны иметь на приеме свободного газа более 10%, насосы специального исполнения — более 25%. Часто геологотехнические условия эксплуатации нефтяных скважин не по
692
зволяют обеспечивать указанное количество свободного газа за счет увеличения глубины спуска, что требует применения газосепараторов.
Газосепараторы для штанговых насосов могут выпускаться как по ОСТ 39-177-84, выпущенному Министерством нефтяной промышленности СССР, так и по технической документации отдельных фирм-изготовителей. Конструктивные схемы газосепараторов по ОСТ 39-177-84 представлены на рис. 2.126.
Все представленные газосепараторы имеют схожий принцип действия — при повороте потока газожидкостной смеси за счет разности плотности газа и жидкости происходит разделение потока. После этого более легкий газ отводится по специальным каналам в затрубное пространство, а поток жидкости подается на прием насоса.
Практически все газосепараторы при разделении потоков жидкости и газа производят и выделение из потока жидкости механических примесей. Это выделение происходит также по причине разности плотности жидкости (р = 800—1200 кг/м3) и механических примесей (р = 2500—4300 кг/м3). Для сбора отделившихся механических примесей (песок, известняк и другие составляющие продуктивного пласта, а также ржавчина из скважинного оборудования) в газосепараторах предусмотрены специальные контейнеры. Контейнеры изготовлены из насосно-компрессорных труб и имеют заглушку в нижней части. Верхняя часть контейнера присоединена с помощью резьбы к нижней части газосепаратора. Количество насосно-компрессорных труб и их объем зависит от количества механических примесей в откачиваемой пластовой жидкости и планируемой наработки на отказ скважинного оборудования.
693
а б в г д
Рис. 2.126. Схемы газовых сепараторов.
а — СГВД, б — СГВК, в — СГВЦ, г - СГНЧ, д — СГНП
/, 8, 15, 20, 27, 32 — переводник, 2, 9, 21, 28 — приемная труба; 3, 10, 17, 22, 33 — корпус, 4 — переводник-ограничитель, 5, 13, 24 — труба, 6,25 — нижний корпус, 7,19, 31,34 — наконечник, 11 — газозащитная воронка, 12, 14— клапан, 16, 23 — ниппель, 18 — шнек, 20— пеногаситель, 29— элемент крепления, 30— газосборная камера
2.2.13. Станции управления работой скважинных штанговых насосных установок
Для управления работой штанговой насосной установки, контроля и защиты электрооборудования наиболее часто применяются блоки управления БУС-ЗМ и БУС-4 девяти модификаций, станции управления СУС-01 и станции управления семейства «Омь». Станции управления типа БУС и СУС выпускает фирма «Нефтеавтоматика», Станции управления семейства «Омь» — ДУП «Омский электромеханический завод».
Станции управления обеспечивают: ручной пуск и остановку электродвгателя; автоматический его пуск (самозапуск), пуск и остановку по заданной программе; защитное отключение электродвигателя с задержкой в зависимости от перегрузки в установившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуаций (обрыве фаз, обрыве ремней, обрыве штанг, перегрузках по току, неисправности насоса, заклинивании редуктора, повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе на заданные уставки).
Защита электродвигателя от перегрузки осуществляется тепловым реле. Выбор нагревательных элементов производится в зависимости от мощности электродвигателя.
Схема станций позволяет дистанционно управлять работой станка-качалки. Работу по заданной программе обеспечивает в БУС-ЗМ реле времени типа РВ-5М, а в СУС-01 — блок управления и защиты БУЗ. Технические характеристики БУС-ЗМ и СУС-01 приведены ниже.
БУС-ЗМ
Габаритные размеры, мм................ 1370x940x330
Масса, кг.......................................140
Срок службы (лет), не менее.......................8
Параметры питающей сети: напряжение, В................................380
частота, Гц...................................50
Диапазон рабочих температур, К...213—323(-60 +50 °C)
Мощность нагрузки (кВт), не более................55
695
СУС-01
Габаритные размеры, мм................. 835x690x330
Масса (кг), не более.............................56
Средний срок службы (лет), не менее............. 10
Питание станции осуществляется от сети переменного тока с параметрами:
напряжение, В................................380
частота, Гц...................................50± 1
Диапазон рабочих температур, К..............213—323
Температура, поддерживаемая нагревателем
в станции СУС-01 (К), не ниже...................243
Потребляемая мощность (без нагревателя) (ВА).....50
Мощность нагревателя (кВт), не более............0,4
Время задержки самозапуска станка-качалки, с .... 10—150 Время работы и остановки станка-качалки, управляемого по программе, ч...................2—30
Защитное отключение происходит по следующим причинам: короткое замыкание, перегрузка двигателя, обрыв фаз, короткое замыкание, от внешнего датчика.
В блок управления БУС-ЗМ входят установочный автомат с электромагнитным расцепителем, трехполюсный контактор, тепловые биметаллические реле, реле времени и универсальный переключатель, смонтированные в металлическом пыле- и влагонепроницаемом ящике. Снаружи ящика помещаются рукоятки переключателя и штепсельная розетка.
Конструктивно станция управления СУС-01 выполнена в виде шкафа навесного типа (рис. 2.127).
На стенке шкафа установлены розетки 17 для подключения внешней нагрузки при ремонтных работах и блокировочный рычаг 18, управляемый ручкой 75 для обеспечения подключения (отключения) внешней вилки к розетке только при отключенном автоматическом выключателе 14.
На левой стенке шкафа установлен клеммник 2 для подключения станции к трансформаторной подстанции.
В верхней части шкафа расположены блок управления и защиты БУЗ и панель управления, на которой размещены кнопки ПУСК, СТОП, СЪЕМ АВАРИИ 7, переключатель режима работы 8,
696
Рис. 2.127. Станция управления СУС-01
1 — б юк зажимов, 2 — клеммник, 3 — магнитный пускатель, 4 — лампа освещения, 5 — трансформатор тока, 6 — автоматический выключатель; 7 — кнопки съема аварии, 8 — переключатель режима работы, 9 — предохранитель, 10 — индикатор; И — выключатель освещения, /2—блок управления и защиты БУЗ, 13 — разрядники, 14 — автоматический выключатель внешней нагрузки, 15 — ручка, 16 — устройство управления обогревом, 77— розетки, 18— блокировочный рычаг, 19, 20— сальники подвоза управляющих и силовых цепей
автоматический выключатель для коммутации цепей питания электродвигателя станка-качалки б, выключатель освещения 11, предохранитель 9, индикатор СЕТЬ 10.
На двери шкафа установлен нагреватель ТЭН.
Необходимо сказать о том, что конструктивное исполнение станций управления разных модификаций является очень схожим.
Станция СУС-01 в отличие от БУС-ЗМ дополнительно обеспечивает-
697
• запоминание аварийного отключения станка-качалки с запретом повторного включения без съема аварийного сигнала;
• расшифровку причины аварийного отключения станка-качалки;
• формирование сигналов состояния станка-качалки (работает, стоит), причины аварийного отключения, активной мощности в аппаратуре КН системы телемеханики;
• автоматическое управление отопителем для поддержания заданной температуры 243 К внутри станции в зимних условиях с запретом включения электродвигателя СК при температуре окружающей среды ниже 243 К.
Блок управления и защиты БУЗ состоит из устройства управления, устройства зашиты, устройства питания, устройства информирования токового сигнала, пропорционального активной мощности и аналогового сигнала индикатора активной мощности, потребляемой электродвигателем.
Станция СУС-01 позволяет снимать ваттметрограмму и проводить телединамометрирование при помощи системы телемеханики.
СУС-01 выпускается по техническим условиям ТУ 39-1109-86, а БУС-ЗМ - по ТУ 39-01-46-675-81.
Для включения приводного электродвигателя станка-качалки необходимо включить рубильник и установить ручку универсального рукоятку из указанного положения без выдержки времени следует перевести в положение СТОП.
Дверца станции управления должна быть закрыта на запор.
По заказу потребителя станция СУС-1 может обеспечить следующие дополнительные функции:
• энергосберегающий пуск;
• программируемое время работы и паузы;
• контроль обрыва ремней, штанг, аварийной разбалансировки;
• контроль перегрева двигателя;
• катодная защита;
• стыковку с телеметрией АСУ ТП;
• регулировку частоты вращения оборотов электродвигателя от 0,75 н до 1,00 н ;
• контроллер.
698
Станция управления СУС «Омь» (табл. 2.45) предназначена для управления приводом станка-качалки при добыче нефти скважинными штанговыми насосами.
Таблица 2 45
Основные технические характеристики СУС «Омь»
Напряжение питания станции, трехфазное, с заземленной нейтралью, В 380 ± 15%
Частота переменного тока, Гц 50 ± 1
Диапазон мощностей управляемых станции электроприводов, кВт 8-55
Потребляемая мощность (без мощности электронагревателя), Вт не более 80
Регулируемый автозапуск при пропадании и повторном появлении напряжения в сети с временем задержки включения, с 10-150
Имеется возможность работать в циклическом режиме («Работа» — «Пауза»), по круглосуточной программе в автоматическом режиме от 2 до 30 ч с дискретностью в 2 часа
Габаритные размеры, мм 710x750x328
Масса станции (без комплектов монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей), кг не более 55
Диапазон рабочих температур, °C от —60 до +50
Защиты и установки станции управления:
— максимальная токовая защита (зашита от к.з.) с током установки, -12-1номдв;
— электронная токовая защита от превышения максимального рабочего тока (установка выставляется на месте по максимальному рабочему току), (1,1 + 1,3)Тра6макс;
— тепловая защита от перегрузки с током установки, -1,2-1ном дв;
— защита от аварийного режима работы привода при снижении напряжения в сети, Uhom — ниже 0,7;
— защита от обрыва фаз.
699
Параметры сигналов для телеметрии:
— токовые сигналы, пропорциональные напряжению в сети и рабочему току электропривода, в стандартах, 0—5 и 4—20 мА;
— сигнал о работе привода — замыканием контакта пускателя.
Станция управления СУС «Омь-2КС» (табл. 2.46) является модификацией с бесконтактной (симисторной) коммутацией электропривода предназначена для управления и защиты асинхронного привода штангового глубинного насоса при добыче нефти.
Таблица 2 46
Основные технические данные и характеристики СУС «Омь-2КС»
Параметр
Источник питания — 3-х фазная 4-х проводная сеть переменного тока
Номинальное напряжение питающей сети, В 380
Частота питающей сети, Гц 50
Тип управляемого двигателя Асинхронный
Мощность управляемого двигателя, кВт, не более 40
Режимы запуска двигателя Ручной/ Автоматический
Программируемое время задержки самозапуска, с 10 150
Программируемая продолжительность режима «Работа», час 2 30
Программируемая продолжительность режима «Пауза», час 2 30
Электронная токовая защита (1,1 1,3)*1раб
Температура окружающей среды, °C -60 +40
Исполнение IP54
Габаритные размеры, не более, мм 710x750x328
Масса, не более, кг 55
700
Мощность управляемых приводов — до 40 кВт. Коммутация привода осуществляется симисторами Шкаф станции СУС «Омь-2КС» выполнен в вандалоустойчивом исполнении, дверь закрывается двумя спепзамками.
В состав станции входит розетка ПРС, которая имеет механическую блокировку и подключена через отдельный автоматический выключатель.
По сравнению с «классическим» вариантом (с магнитным пускателем) в этой модели реализован ряд новых и эффективных функций:
• плавный пуск электропривода что, по исследованиям, повышает срок службы электропривода в 1,5...2 раза, межремонтный период качалки — в 2...2,5 раза и полностью исключает обрывы штанг, ремней, значительно облегчает работу насоса в холодный период времени;
• измерение потребляемой электроприводом активной мощности, что позволяет производить по ней точную балансировку станка, увеличить межремонтный период и экономить до 20.. 25% электроэнергии;
• контроль асимметрии питающего напряжения и временное отключение электропривода при опасной для него асимметрии свыше 10%;
• контроль за количеством отключений электропривода по перегрузке (допускается до девяти отключений, после чего дальнейшие попытки прекращаются и выдается сигнал аварии);
• возможность работы от технологических датчиков;
• возможность контроля работы электропривода по температуре, вибрациям, сопротивлению изоляции двигателя (по особому заказу);
• наличие счетчика моточасов.
В схеме станции использованы новые решения по обеспечению надежной и устойчивой работы симисторов при различных эксплуатационных воздействиях со стороны питающей сети.
Стоимость станций окупается в течение полутора-двух лет за счет экономии, полученной от снижения эксплутационных издержек агрегата ШГН.
Станция «Омь-2КС» обеспечивает:
• защиту электродвигателя от работы с неполнофазным включением;
701
• защиту электродвигателя от работы при пониженном питании;
• защитное отключение электродвигателя при токовых перегрузках;
• самозапуск электродвигателя при восстановлении напряжения сети после перерыва;
• автоматический циклический режим работы с программируемым временем работы и паузы;
• индикацию тока потребления для облегчения балансировки станка-качалки;
• индикацию режима работы устройства;
• формирование токового сигнала, пропорционального рабочему току электродвигателя, в стандарте 4—20 мА.
В настоящее время в ДУП «Омский электромеханический завод» ведется работа над станцией управления «Ангара» с частотно-регулируемым управлением асинхронным электродвигателем станка-качалки. Это станции принципиально нового, так называемого «интеллектуального» поколения, созданная с использованием микропроцессорной техники и силового преобразователя частоты.
Благодаря этим решениям, СУС представляет ряд принципиально новых и важных возможностей:
• плавный пуск механизма станка-качалки;
• плавное регулирование скорости электропривода в диапазоне 1:8;
• экономию электроэнергии (до 30%);
• обеспечение работы электродвигателя в оптимальных режимах, с высоким КПД и cos ср не менее 0,95);
• возможность точной балансировки механизма станка;
• возможность построения оптимальной системы нефтедобычи на каждой скважине;
• возможность использования в электроприводе двигателя с меньшей в 2—3 раза номинальной мощностью и с номинальной скоростью 1450 об/мин;
• возможность построения автоматизированных систем добычи и учета добытой нефти;
• возможность дистанционного управления по интерфейсу RS-485.
702
Перед каждым пуском, а также после автоматических отключений станция самотестируется; если обнаруживаются неисправности в электродвигателе или преобразователе станции, выдается запрет на включение электропривода и сигнал аварии в телеметрию.
СУС «Омь-ЗК» является модифицированной станцией управления «Омь» со встроенным контролером ШГН.
Встроенный контролер придал станции ряд новых и полезных функций, таких как:
• диагностика всех механизмов станка-качалки (по ваттмет-рограмме);
• возможность прецизионной балансировки станка по активной мощности двигателя;
• оценка дебита скважины;
• передача измеренных данных о работе станка в интерфейсе RS-485;
• возможность построения автоматической системы нефтедобычи путем поддержания оптимального динамического уровня;
• возможность построения автоматизированной системы учета нефтедобычи по НГДУ, объединению и т.д.
В станции управления СУС «Омь-1» реализованы рекомендации ряда нефтедобывающих предприятий создать простой, дешевый, предельно надежный, модульного типа вариант станции.
Кроме вандалоустойчивого корпуса, в схему станции входят автомат, пускатель и блок управления, выполненный в виде малогабаритного легкосъемного (на ножевом разъеме) модуля.
За счет использования самых современных электроэлементов схема блока управления минимизирована и предельно надежна (расчетная надежность — один отказ за 12 лет эксплуатации). Но и в случае отказа ремонт станции осуществляется путем быстрой замены модуля на резервный.
Несмотря на предельную простоту и низкую цену, станция обеспечивает все основные функции по защите, автозапуску и эксплуатации электропривода. Станция управления двухскоростным асинхронным электродвигателем типа СУДЦ-1 для станков-качалок предназначена для плавного безударного пуска и переключения скоростей двухскоростного асинхронного электродвигателя привода штангового глубинного насоса станка-качалки нефти и регулирования средней скорости откачки
703
жидкости. Максимальная мощность приводного двигателя составляет 30 кВт.
Переключение скоростей производится по заданной циклограмме, варьирующей соотношение времени работы на разных скоростях. Это позволяет получить любое усредненное значение скорости откачки жидкости, определяемое диапазоном, находящимся между низшей и высшей скоростями вращения электродвигателя.
Коммутация обмоток при переключении скоростей электродвигателя производится в бестоковую паузу с последующим ограничением и плавным нарастанием тока, что обеспечивает щадящий режим эксплуатации и длительный ресурс работы оборудования.
Станция управления имеет следующие защиты: время-токо-вую защиту; максимально-токовую защиту; от неполнофазного режима; от недопустимого снижения сопротивления изоляции; от затяжного пуска; от недопустимого повышения давления на устье скважины.
Станция управления СУДЦ-2 кроме перечисленных характеристик может дополнительно оснащаться: дистанционным пультом управления; интерфейсом RS 485 для передачи информации в АСУ верхнего уровня и управления станцией с верхнего уровня; интерфейсом для подключения внешних датчиков( датчик уровня жидкости; датчик давления; датчик нагрузки на шток; датчик температуры и вибрации электродвигателя; индикатор крена; датчик срыва шатуна); блоком автоматического, с использованием датчика обратной связи, выбора и регулирования средней скорости в функции поддержания заданного значения технологического параметра (уровня давления на приеме насоса).
Станция управления СУС Триол 01 (разработана Корпорацией «Триол») предназначена для управления асинхронным электродвигателем с короткозамкнутым ротором привода станка-качалки; для защиты электродвигателя и технологического оборудования станка-качалки в аварийных режимах; для изменения параметров автоматического регулирования, получения и передачи текущей информации состояния станка-качалки при помощи средств телекоммуникации. Питающая сеть — 3x380 В, + 10%, -15%, 50(60) Гц ± 2% с заземленной либо изолированной нейтралью. Диапазон мощностей управляемых двигателей
704
5,5-37 кВт. Ток перегрузки — 150 % в течении 60 секунд. Коэффициент мощности (сети) — не менее 0,95.
Кратковременное допустимое отклонение напряжения питающей сети, при котором станция сохраняет работоспособное состояние -40%. Сопротивление изоляции гальванически не связанных цепей и относительно корпуса не менее 70 МОм. Рабочая температура от -60 °C до +40°С.
Функциональные возможности включение и отключение электродвигателя в ручном (пуск/стоп) и автоматическом (по таймеру) режимах; плавный пуск двигателя; плавное, бесступенчатое управление частотой вращения асинхронного электродвигателя станка-качалки мощностью от 3 до 37 кВт в пределах от 0 до номинального значения (1500 об/мин); возможность задания нелинейных скоростей подъема, опускания штока станка-качалки в пределах одного цикла качаний, вплоть до переключения на реверс; ручное управление и работа по программе с заданием времени работы и паузы по таймеру (00 час 00 мин — 99 час 59 мин); измерение и индикация основных параметров электродвигателя (ток, напряжение, частота); защита электродвигателя станка — качалки от токовой перегрузки, недогрузки, недопустимого отклонения напряжения питающей сети от номинального с последующим программируемым автоматическим перезапуском после окончания действия аварии; построение динамограмм расчетным и экспериментальным способами; индикация и запись в журнал причины аварийного останова электродвигателя; определение производительности скважинной установки; оценка динамики изменения дебита скважины; часовой (последние 24 часа) и суточный (последние 30 суток) архивы дебита; контроль балансировки станка-качалки с помощью встроенного амперметра.
Конструктивно СУС Триол 01 выполнен в виде навесного шкафа одностороннего обслуживания со степенью защиты 1Р54. Размещение элементов внутри шкафа — модульное. Составляющие силового и управляющего блоков устанавливаются в отдельной секции шкафа СУС изолированной от секции, где устанавливается электропривод Триол АТ, блок фильтров БФ-1. Охлаждение СУС Триол 01 воздушное принудительное — за счет встроенного вентилятора. Забор воздуха осуществляется из внешней среды. Для вентиляции электропривода Триол АТ конструктивно выделяется герметизированный воздушный канал внут
705
45 Ивановский
ри шкафа с изолированными внешними воздухозабором и возду-ховыводом. Конструкция СУС Триол 01 предусматривает повышенную степень защиты от несанкционированного доступа внутрь шкафа — вандалоустойчивость. Доступ внутрь СУС Триол 01 в полевых условиях не предусмотрен.
2.3. УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Еще одним видом штанговых насосных установок для добычи нефти являются винтовые штанговые насосные установки (ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начинается в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из неглубоких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода.
ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3 /сут и давлением от 6 до 30 МПа.
Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат их технико-экономические преимущества по сравнению с другими механизированными способами добычи нефти:
по сравнению с СШНУ'.
• простота конструкции и малая масса привода;
• отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки;
• простота транспортировки, монтажа и обслуживания;
• широкий диапазон физико-химических свойств откачиваемых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);
• уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действующих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость;
• отсутствие клапанов в скважинном насосе;
706
по сравнению с УЭВН:
• простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные соединения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники);
• наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогостоящих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.
Рациональной областью применения ВШНУявляются вертикальные скважины или скважины с малыми темпами набора кривизны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышенным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50—100 м3/сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некоторые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добычные возможности.
2.3.1. СОСТАВ УСТАНОВКИ
И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ
ВШНУ (рис. 2.128) включат в свой состав наземное и скважинное оборудование.
Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной головке скважины и предназначено для преобразования энергии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг.
Наземное оборудование состоит из:
— тройника для отвода пластовой жидкости;
— приводной головки;
— рамы для крепления приводного двигателя;
— трансмиссии;
— приводного двигателя с устройством управления;
— устройства для зажима (подвески) полированного штока.
Приводная головка предназначена для передачи крутящего момента колонне штанг, восприятия осевых нагрузок от веса штанг и гидравлической силы в рабочих органах насоса, уплотнения устья скважины. Конструктивно приводная головка выполнена на базе корпуса, устанавливаемого на тройник-отвод посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри корпуса, заполненного маслом, на подшипниках качения располагается приводной вал, связанный с ведомым шкивом сило-
707
Рис. 2.128. Установка винтового штангового насоса
1 — приводная головка; 2 — приводная головка; 3 — превентор; 4 — трубная головка; 5 — полированный шток; 6 — штанга; 7 — центратор; 8— ротор; 9 — статор, 10 — палец; 11 — электродвигатель
708
вой передачи. В качестве упорного подшипника, воспринимающего осевую нагрузку, используются конический или сферический роликовые подшипники. Для уплотнения вращающегося приводного вала или полированного штока служит одинарное или сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотнительных колец или мягкой набивки.
Для предотвращения обратного вращения колонны штанг после остановки приводного двигателя приводная головка оснащается тормозным устройством механического или гидравлического типа. Это устройство необходимо для восприятия момента кручения от колонны насосных штанг и не допускает отворота резьб штанг и обратного вращения, как самой колонны штанг, так и элементов приводной головки и трансмиссии.
В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслуживания установки под приводной головкой устанавливается дополнительный сальник или плашечный превентор. Первый служит для замены основного сальника без остановки насоса, что особенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ, второй — для герметизации устья скважины при ремонте поверхностного оборудования.
В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм приводная головка снабжается ограничителем крутящего момента.
Рама под приводной двигатель при использовании клиноременной силовой передачи оснащается устройством натяжения ремней.
Зажим полированного штока, как правило, осуществляется двумя полухомутами, внутренняя цилиндрическая поверхность которых закрепляется со штоком с помощью четырех или шести болтов, а наружная профилированная поверхность (например, прямоугольная) вставляется в ступицу приводного вала.
Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ, в нижней части которой устанавливается статор насоса и вращающейся в центраторах колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса.
Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический якорь (анкер); центратор или фонарь статора; обратный и циркуляционный клапаны; упорный палец насоса.
709
Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фиксирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в радиальном направлении, допуская при этом их вертикальное перемещение. Включение в скважинное оборудование ВШНУ якоря обусловлено тем, что при правом (по часовой стрелке) вращении штанговой колонны реактивный момент, возникающий на корпусе статора насоса, работает на отворот резьб статора и НКТ. Якорь выполняется на базе фрикционного механизма, приводящего в действие плашки при возникновении крутящего момента. Якорь целесообразно использовать при больших крутящих моментах, обусловленных диаметром винта или давлением насоса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соединений НКТ.
Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки длины колонны штанг при монтаже винтового насоса.
Штанговые невращающиеся центраторы, выполняющие функцию промежуточных радиальных опор, могут быть представлены в двух конструктивных исполнениях:
— неразборные, размещенные непосредственно на полноразмерной или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях;
— разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных штанг.
Наиболее рационально применять штанговые центраторы, обеспечивающие их неподвижность относительно колонны НКТ, что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ. Центраторы выполняются из пластмасс или композитных материалов, работоспособных в различных средах и температурных условиях.
Несколько нижних штанг, расположенных в непосредственной близости к эксцентрично вращающемуся ротору, центраторами не оснащаются.
Надежность работы ВШНУ во многом зависит от точности осевой подгонки ротора в статор, определяемой по разгрузке веса колонны штанг при помощи индикатора веса на подъемном агрегате или по вращению колонны штанг при перемещении ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компоновку колонны штанг, также как и в СШНУ, включаются укоро
710
ченные штанги длиной от 1 до 3 м. Точная подгонка, как и в СШНУ, обеспечивается за счет захвата полированного штока (в ВШНУ имеющего название полированного или приводного вала) специальными полухомутами в любом месте поверхности.
При работе установки ВШН поднимаемая пластовая жидкость движется в кольцевом зазоре между колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника поступает в промысловый коллектор.
В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и насосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В установках используются стандартные полированные штоки диаметром 31 и 36 мм.
2.3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ВШНУ
В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом:
— по типу привода различают установки с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двигателя. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинхронным электроприводом переменного тока с номинальной частотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше;
— по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно-и двуступенчатой трансмиссией.
Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмиссию, в которой двигатель напрямую соединяется с валом приводной головки, на практике не используется, поскольку требует применения тихоходных двигателей, что неэффективно.
Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализована на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроенной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также функцию редуктора) передачи.
Двуступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность использования быстроходных приводных двигателей с пониженными
711
массогабаритными показателями, а также снижение передаточного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи.
В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве приводного электродвигателя целесообразно использовать мотор-редуктор.
Наибольшее распространение получили схемы приводов с одноступенчатой ременной трансмиссией;
— по типу ременной передачи различают приводы с клиноременными и зубчатыми ремнями.
Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многорядные клиноременные передачи. В некоторых конструкциях используются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обеспечивают передачу высоких крутящих моментов без скольжения, не требуют предварительного натяжения и периодической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД.
Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превышает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвигателя 1000 об/мин минимально возможная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соответствует требованиям эксплуатации;
— по конструкции вала приводной головки существуют компоновки с цельным и полым валом.
Компоновка с цельным валом, не требующая использования полированного штока, сложна при регулировке осевого положения ротора насоса относительно статора во время монтажа колонны штанг. В этой связи приводной вал, как правило, выполняется полым, что позволяет пропускать внутри него полированный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении;
— по расположению приводного двигателя встречаются компоновки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.
Вертикальная компоновка двигателя характерна для одноступенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси скважины) — для приводов с зубчатой конической передачей;
712
— по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ различают приводы с регулируемым приводным двигателем (электрическим или гидравлическим) и с регулируемым передаточным отношением трансмиссии, осуществляемым сменой шкивов ременной или введением в кинематическую схему механического вариатора передачи.
Наиболее перспективно использование установок с частотнорегулируемым электроприводом переменного тока, обеспечивающим полный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность поддержания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов установки, что повышает надежность ее эксплуатации. Станция управления регулируемым электроприводом включает систему контроля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия;
— по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинематическим отношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим отношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.).
Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса обусловливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологическими возможностями производителей винтовых пар (см. ниже);
— по схеме закрепления статора различают трубный (статор закрепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (статор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТ с помощью специального замка) винтовые насосы.
Области применения и эффективность схемы вставного насоса, позволяющая производить замену рабочих органов насоса (при их износе или в случае перехода на новых режим откачки) без подъема колонны НКТ подробно рассмотрена в разделе 2.2.11. настоящей книги;
— по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной колонны различают компоновки со свободным и заякоренным низом;
— по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариантов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся наружным элементом (обоймой).
713
Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и экономичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной и отечественной практике.
Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения отложения парафина на НКТ и снижения гидравлических потерь на трение за счет создания водяного кольца на стенках полых штанг. Такая схема является более сложной, требует использования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла промышленного применения.
2.3.3. СКВАЖИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ
ВИНТОВОЙ НАСОС
Скважинный винтовой насос является основным элементом ВШНУ. От правильного выбора геометрических параметров рабочих органов насоса и материалов пары в значительной степени зависят эффективность использования и надежность ВШНУ.
Рабочим органом одновинтового насоса является винтовой героторный механизм — зубчатая косозубая пара внутреннего циклоидального зацепления, состоящая из Zj-заходного металлического ротора (винта) и Zj-заходного статора (обоймы с эластичной обкладкой), между винтовыми поверхностями которых образуются рабочие камеры.
Ротор В ГМ, обкатываясь по зубьям статора, совершает планетарное движение: при повороте ротора на угол <р относительно неподвижной системы координат (абсолютное движение) его ось поворачивается по круговой траектории с радиусом е в противоположном направлении (переносное движение) на угол Ф„ = -Z2 <р.
Отличительным параметром ВГМ, во многом определяющим его характеристики, является кинематическое отношение рабочих органов:
/ Z2: Z(
(2.168)
714
В качестве рабочих органов штанговых винтовых насосов зарубежные фирмы преимущественно используют винтовые пары Муано с кинематическим отношением 1:2. Однако фирмы Netzsch, R&M и Baker Hughes выпускают и винтовые насосы по схеме с кинематическим отношением 2:3 [61—66].
Преимущества насосов с однозаходным ротором'.
— относительно простая технология изготовления ротора;
— пониженная вибрация вследствие минимальной переносной угловой скорости ротора;
— повышенная допустимая частота вращения (несущественно ограниченная инерционной силой), что в определенных условиях упрощает схему привода насоса;
— минимальная скорость жидкости в каналах рабочих органов, что уменьшает их гидроабразивный износ;
— оптимальная кривизна винтовых поверхностей рабочих органов, что обеспечивает минимальные контактные напряжения.
Основной недостаток насосов с однозаходным ротором — необходимость существенного удлинения рабочих органов при пониженной частоте вращения (500 об/мин и ниже), что значительно усложняет технологию изготовления таких узлов и повышает их стоимость.
Многозаходные винтовые насосы (МВН), имеют существенные конструктивные и эксплуатационные преимущества по сравнению с традиционной схемой, обусловленные кратностью действия и повышенным числом контактных линий, отделяющих вход и выход многозаходного насоса [67]:
— увеличенную подачу (в 2—3 раза) при одинаковой частоте вращения и наружном диаметре насоса;
— уменьшенный осевой габарит при одинаковых давлениях;
— уменьшенный диаметр при одинаковых подачах и частоте вращения, что позволяет сконструировать вставной насос для НКТ диаметром 73 мм;
— пониженная скорость скольжения рабочих органов, что уменьшает фрикционный износ.
Как известно, подача винтового насоса определяется формулой
С=Глг)0, (2.169)
где V — рабочий объем насоса; ц0 — объемный КПД насоса.
715
Рабочий объем насоса
V=Z2S7, (2.170)
где S — площадь живого сечения рабочих органов насоса:
S = 4 е d — для насосов с однозаходным ротором;
S ~ л е (£/ — Зе)— для многозаходных роторов;
е — эксцентриситет зацепления; d — диаметр сечения ротора.
Крутящий момент насоса (в нижнем сечении колонны штанг) зависит от давления Р и рабочего объема V насоса
М= Р V/Т. ят]гн, (2.171)
где пгм — гидромеханический КПД насоса.
Характеристики насоса, представляющие собой зависимости подачи, крутящего момента, мощности (N = 2 л п М) и КПД (ц = ц0 цгм) от давления при заданной частоте вращения, зависят от:
1) геометрических параметров рабочих органов (/, е, Т, к, 8);
2) физических свойств жидкости (плотности, вязкости, газо-содержания и т.д.);
3) физических свойств эластомера обкладки статора.
Возможный диапазон изменения частоты вращения штанговых насосов:
— для насосов с однозаходным ротором — 50—600 об/мин;
— для МВН — 50—300 об/мин.
В качестве материала ротора в большинстве случаев используется сталь (20X13 или 40X13). Наружная винтовая поверхность ротора, нарезаемая по методу обкатки циклоидальной рейки, подвергается поверхностному упрочнению или хромируется (толщина слоя 0,1—0,2 мм) с последующим полированием.
Одним из резервов повышения долговечности рабочих органов является обоснованный выбор эластомеров обкладки статора для заданных условий эксплуатации насоса. Зарубежные фирмы предлагают потребителю широкую гамму эластомеров в зависимости от характеристик пластовых жидкостей (содержания песка, H2S, СО2, ароматических веществ), температуры и требуемых напоров.
При выборе натяга в паре необходимо учитывать вязкость и температуру откачиваемой жидкости на приеме насоса. Так, на
716
пример, фирма Baker Hughes при температурах выше 100 °C комплектует насосы рабочими парами с зазором, и, наоборот, при температурах до 60 °C рабочие органы выполняются с натягом. В интервале температур 60—100 °C натяги в паре близки к нулю.
Эффективным способом повышения надежности насосной пары является переход на конструкцию статора с постоянной толщиной эластичной обкладки. Однако такая конструкция является довольно сложной и требует специальной технологии изготовления.
Винтовые насосы вследствие эластичности обкладки статора и действия радиальных сил и перекашивающих моментов имеют переменные зазоры по длине контактной линии, через которые происходят утечки жидкости. В результате этого винтовые насосы обладают нетипичными для объемных гидромашин «нежесткими» напорными характеристиками (рис. 2.129).
Предельное давление насоса при прочих равных условиях зависит от межвиткового перепада давления
Рк = Р/Х, (2.172)
Рис. 2.129. Характеристика винтовых насосов с поверхностным приводом фирмы Emip (Франция)
717
где X — число контактных линий, отделяющих вход и выход рабочих органов: X = (к - 1) Zt + 1.
Зарубежные фирмы выпускают винтовые штанговые насосы (табл. 2.47) с подачами от 0,5 до 1000 м2/сут и давлениями до 30 МПа. Широкий диапазон подач осуществляется за счет
Табища 2.47
Технические характеристики винтовых штанговых насосов зарубежных фирм
Фирма-изготовител ь Наружный диаметр, мм Длина статора, мм Диапазон подач, м3/суг Максимальное давление, МПа
Baker Hughes (США) 60-127 1100-15600 4-1000 20
BPMF (Китай) 89-116 1700-9000 5-40 15
Griffin (Канада) 89-114 1500-9500 4-100 18
Kudu (Канада) 60-127 — 3—200 26
Mono Pump (Великобритания) 1-540 18
R&M (США) 60-89 1120-12200 1-500 12
Netzsch (ФРГ) 60—102 1200-12000 20—700 23
РСМ (Франция) 60-102 1300-5500 15-900 30
Schoeller — Bleckmann (Австрия) 73-114 1120-5000 0,5-420 30
Weatherford (США) 60-102 800-10300 4-400 28
изменения диаметра рабочих органов и шагов их винтовых поверхностей. В зависимости от требуемого давления выпускаются модификации насосов с различной длиной рабочих органов (от 0,5 до 15 м). В шифре насоса указывается наружный диаметр статора (как правило, совпадающий с одним из размеров НКТ),
718
подача и давление насоса при номинальной частоте врашения. Кроме того, в шифре есть сведения о конструкции насоса.
Например, фирма Netzsch выпускает насосы с шифром NTZ 278-650ST10, NTZ 350-120DT33, NTZ 350120D1T33 в которых первые три буквы обозначают фирму-изготовитель, 278 — условный диаметр колонны НКТ (2 7/8 дюйма — 73 мм), цифры после тире — напор насоса в метрах водяного столба, ST — од-нозаходный винт, DT — многозаходный винт, DIT — многоза-ходный винтовой вставной насос, цифры после обозначения типа насоса обозначают теоретическую подачу насоса при частоте вращения винта, равной 100 об/мин.
Отечественными разработчиками создано несколько параметрических рядов MBH (Q = 1 — 100 м3/сут), в основу которых положено варьирование диаметральными размерами рабочих органов и их кинематическим отношением при сохранении оптимальной (нормализованной) плоской и пространственной геометрии [67]:
— серии МВН в диаметральном габарите 42—89 мм, спроектированной ВНИИБТ и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;
— серии НВП в габарите 90—106 мм Пермского филиала ВНИИБТ. Длина рабочих органов не превышает 2 м. КПД МВН находится в пределах 40—60%; объемный КПД — 70—85%.
Рабочие органы МВН производятся ПФ ВНИИБТ НПО «Буровая техника» и Павловским машиностроительным заводом.
Фирмы «Ливгидромаш» и ПКНМ освоили производство винтовых штанговых насосов с однозаходным винтом с подачами от 1 до 50 м3/сут.
2.3.4. ПРИВОД СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ
Как указывалось выше, привод винтовых штанговых насосов может иметь разное исполнение. Наиболее часто используется механический привод с одноступенчатой клиноременной трансмиссией (рис. 2.130, в). Такой привод имеет минимальную стоимость и массу, а для изменение частоты вращения колонны штанг (для изменения величины подачи винтового насоса) необходимо провести замену шкивов клиноременной передачи.
719
Рис. 2.130. Схемы приводов винтового штангового насоса:
а — с планетарной трансмиссией, б — с зубчатой трансмиссией, в — с клиноременной трансмиссией,
1 — электродвигатель, 2 — планетарный редуктор, 3 — муфтовое соединение вала привода и полированного штока; 4 — корпус уплотнения полированного штока
Представленные на рис. 2.130 а и б схемы приводов с зубчатыми редукторами имеют меньшее распространение из-за необходимости соединения тихоходного вала редуктора с полированным штоком, что приводит к сложности подгонки длины колонны штанг. Кроме того, изменение частоты вращения привода возможно только за счет изменения скорости вращения вала электродвигателя.
Конструктивная схема привода с клиноременной трансмиссией и вертикальным расположением вала приводного электродвигателя показана на рис. 2.131.
На рис. 2.131 приведена конструктивная схема привода с двухступенчатой трансмиссией (клиноременная передача + коническая зубчатая передача) и горизонтальным расположением элек-
720
Рис. 2.131. Конструктивная схема привода винтового штангового насоса
1 — захват полированного штока, 2 — ведомый шкив клиноременной передачи, 3— корпус, 4— основной подшипник, 5— тормозное устройство, 6 — полированный шток, 7 — уплотнение полированного штока
46 Ивановский
721
Рис. 2.132. Конструктивная схема привода винтового штангового насоса с двухступенчатой трансмиссией
1 — захват полированного штока, 2 — коническая зубчатая передача, 3 — вал ведомого шкива клиноременной передачи, 4— основной подшипник, 5 — тормозное устройство, 6 — полированный шток, 7 — уплотнение полированного штока
722
тродвигателя. Данная схема привода обеспечивает большое передаточное отношение, что позволяет использовать быстроходные электродвигатели с малой массой или обеспечивать малые скорости вращения ротора насоса.
Приводы винтовых штанговых насосов с объемными гидродвигателями имеют самый широкий диапазон регулирования частоты вращения колонны штанг и возможность оперативного управления добывными возможностями установки. Однако такой привод является достаточно дорогим и требует высокой квалификации обслуживающего персонала и применения высококачественных рабочих жидкостей, особенно при низких температурах окружающей среды.
2.3.5. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РАСЧЕТА ШТАНГ С ВИНТОВЫМИ НАСОСАМИ
В установках винтовых штанговых насосов используются насосные штанги, которые применяются и в СШНУ. Однако условия работы штанговой колонны, приводящей во вращение ротор винтового насоса существенно отличаются от условий работы штанг в составе СШНУ. В отличие от СШНУ упругая колонна штанг ВШНУ подвержена действию не только продольных деформаций за счет собственного веса и гидравлической нагрузки, но и деформации кручения.
Угол закручивания верхнего сечения штанговой колонны зависит от крутящего момента, длины колонны штанг, модуля сдвига материала штанг и полярного момента инерции колонны штанг:
<р = £фМ£/(7/р, (2.173)
где £ — коэффициент, учитывающий отклонение оси скважины от вертикали и трение штанг в центраторах; М — крутящий момент насоса (в нижнем сечении колонны штанг); L — длина колонны штанг; G — модуль сдвига материала штанг, для стали G = 0,8—105 МПа; £ — полярный момент инерции сечения, £ = ти£/32; d — диаметр штанг.
Коэффициент трения колонны штанг может достигать значительных величин (до 5—10), однако, если пренебречь влияни
723
ем сил трения и принять, что скважина вертикальная, то коэффициент можно считать равным 1.
Верхнее сечение колонны штанг при начале работы ВШНУ претерпевает предварительную деформацию кручения, составляющую 10—30 оборотов (на всю длину колонны штанг) и находится в упругодеформированном состоянии, что обусловливает необходимость оснащения привода ВШНУ тормозным устройством и повышенные требования безопасности при демонтаже установки или при подъеме полированного штока.
Деформация растяжения колонн штанг и НКТ после вывода насоса на рабочий режим учитывается при начальной установке ротора относительно статора при монтаже установки. Расчет деформации колонны НКТ и штанг ведется аналогично расчету для соответствующих элементов СШНУ.
Как уже было сказано, при эксплуатации ВШНУ колонна штанг одновременно испытывает нагрузки от растяжения, кручения и изгиба.
Растягивающие нагрузки складываются от распределенной нагрузки от силы тяжести колонны (7шт и сосредоточенной (в сечении х = £) нагрузки от осевых сил в рабочих органах насоса Тро, которые в свою очередь складываются из гидравлической силы от перепада давления в насосе F и осевой составляющей силы в зацеплении рабочих органов F'.
GJx)=rc/*=/gpJ*, (2.175)
F = F + F, (2.176)
F = pg {//5^ —//) + (Дртр + ру) (5Л —/), (2.177)
Д = P5Z2/nrM, (2.178)
где q — масса 1 погонного метра штанг; g — ускорение свободного падения; /* — расстояние от точки подвески насоса (х = L) до рассматриваемого сечения х (по вертикали); / — глубина подвески насоса по вертикали;/— плошадь сечения штанг; ршт — плотность материала штанг; Sk — площадь проекции контактных линий рабочих органов {5А = (0,25^ + 2е2)} — для насосов с однозаходным ротором; 5^ ~ 0,25(£>л — Зе) 2 — для МВН);
724
Артр —потери давления на трение при движении жидкости в кольцевом пространстве; Р — давление насоса, Р = pgH + Ддр + ру, ру — устьевое давление.
ПриЯ=1 Fp = P{Sk—f).
Крутящий момент, передаваемый штангами Мшт, складывается из крутящего момента насоса М, момента трения вращения колонны штанг в центраторах Мтр и момента внутренних потерь в штангах на искривленных участках скважины Ми:
М (х) = М + М + М = к • М, (2.178)
где кк — коэффициент сопротивления вращению колонны в скважине, зависящий от координаты рассматриваемого сечения и профиля скважины. При расчетах можно принять кы (0) = 1,1; и = 0,5. ‘гм ’
Изгибающие нагрузки действуют на искривленных участках профиля скважины, а также в нижней штанге, компенсирующей эксцентриситет рабочих органов.
В зависимости от профиля скважины опасным может являться одно из двух сечений колонны штанг:
— верхнее сечение колонны (х = 0), где действуют максимальные растягивающие ор и касательные t напряжения
о(0) = £т (0) + £,/(/); т (0) = Мшт (0)/Жр; (2.179)
— сечение, расположенное на искривленных участках профиля, где возникают изгибающие напряжения
о( = £штб//2£, (2.180)
где W — полярный момент сопротивления сечения штанг, Wp = nd 3/16; £шт — модуль упругости материала штанг; R — радиус искривления.
Расчет колонны штанг на статическую прочность может вестись с целью: 1) определения требуемого диаметра d или предела текучести (ат материала штанг; 2) коэффициента запаса
725
прочности в заданных условиях эксплуатации насоса; 3) предельной глубины спуска насоса. Условие статической прочности имеет вид:
окв = \! п2 + 4т2 = от/ kLт (2.181)
где ojkb — эквивалентные напряжения в сечении штанги; о — суммарные нормальные напряжения, о = ор + ои.
Допускаемый коэффициент запаса прочности при расчете колонны штанг принимается равным 1,3—1,5.
2.3.6. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
Подбор оборудования ШВНУ начинается с определения глубины спуска насоса под динамический уровень жидкости в скважине. Этот этап подбора аналогичен первому этапу подбора других видов скважинных насосов, рассмотренных ранее. Единственным отличием здесь является величина заглубления под динамический уровень, т.к. винтовые насосы могут работать с довольно высоким содержанием свободного газа на приеме. Эта величина может достигать 50%.
После определения глубины подвески насосы, т.е. длины колонны штанг и НКТ, определяют типоразмеры подходящих винтовых насосов и требуемые частоты вращения колонны, исходя из заданной величины подачи насоса.
Выпускаемые винтовые насосы имеют разные рабочие объемы, поэтому указанные в паспортных данных теоретические подачи насоса относятся к постоянной частоте вращения ротора насоса, равной 100 об/мин. Поэтому для заданного дебита скважины могут быть приняты разные насосы с разными частотами вращения ротора. Обычно выбирается частота вращения в интервале от 150 до 350 об/мин. Меньшая частота приводит к большим потерям напора насоса, большая — к повышению потерь трения как в винтовой паре, так и в колонне штанг.
По выбранному типоразмеру насоса определяется момент вращения ротора насоса и момент трения колонны штанг, сумма которых определяет необходимый момент на полированном
726
штоке и приводной головке. По моменту и частоте вращения полированного штока проводится выбор приводной головки и приводного двигателя.
По максимальному крутящему моменту на полированном штоке проводится расчет колонны штанг. Так как чаще всего в ВШНУ применяются штанги диаметром 22 мм, то по величине крутящего момента подбирается марка стали, обеспечивающая необходимый запас прочности по эквивалентным напряжениям, рассмотренным в п. 2.3.5.
Выбор приводного электродвигателя осуществляется по мощности и частоте вращения на полированном штоке, а также с учетом передаточного отношения выбранного типоразмера приводной головки.
727
ГЛАВА III. УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ
НАСОСОВ С ГИДРОПРИВОДОМ
Гидропривод широко применяется в общем машиностроении и в нефтепромысловых машинах. Положительные качества гидропривода послужили основой для создания ряда скважинных насосов с гидроприводом. Из них достаточно широко апробированы лопастные турбонасосы, струйные насосы, гидропоршневые, гидроштанговые насосы, гидроимпульсные (гидротаранные) насосы и др.
Наиболее широкое распространение на отечественных и зарубежных промыслах получили струйные и гидропоршневые насосы. В нашей стране гидроприводные насосы разрабатывались в Особом Конструкторском Бюро по Бесштанговым Насосам (ОКБ БН, в настоящее время «ОКБ БН — КОННАС») и начали применяться в 50—60-х годах. Основоположниками гидропри-водных нефтепромысловых машин и оборудования были инженеры и конструкторы ОКБ БН — Богданов А.А., Чичеров Л.Г., Росин И.И., Казак А.С., Ляпков П.Д., Шлиндман В.М. и др.
3.1. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОПОРШНЕВЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Способ передачи энергии от первичного наземного двигателя к скважинному насосу, откачивающему пластовую жидкость, оказывает решающее влияние, как на основные показатели установки, так и на ее конструкцию и компоновку. Одним из основных наиболее широко распространенных недостатков штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ) является использование для привода скважинного насоса колонны штанг — элемента с относительно низкой прочностью, малой жесткостью, малой износо- и коррозионной стойкостью и со значительным собственным весом. Эти недостатки не позволяют эксплуатировать ШСНУ в глубоких, искривленных скважинах. Гидропривод-
728
ные насосные агрегаты (ГПНА) лишены этих недостатков, поскольку передача энергии осуществляется потоком жидкости под давлением.
Действие установок гидропоршневых насосов (УГПН), предназначенных для добычи жидкости из нефтяных скважин, основано на преобразовании энергии рабочей жидкости в возвратно-поступательное движение исполнительного механизма. Исполнительный механизм в виде поршневого насоса двойного или дифференциального действия расположен непосредственно в скважине, а силовое оборудование, сообщающее потенциальную и кинетическую энергию рабочей жидкости, — на дневной поверхности. Передача гидравлической энергии осуществляется, как правило, по внутреннему каналу труб.
Гидропоршневые насосы обладают всеми достоинствами гидропривода, а также многими преимуществами по сравнению с другими установками для механизированной добычи. Их применение не требует механических энергопередающих связей (штанг, канатов, кабелей и т.п.); позволяет эксплуатировать скважины любой кривизны, регулировать величину отбора жидкости и создавать общий гидропривод для нескольких скважин. Кроме того, при этом можно использовать насос свободно-сбрасываемого типа: транспортировать глубинные приборы совместно с гидропорш-невым насосом потоком жидкости; применять химические реагенты для первичной обработки добытой жидкости. Возможно исключение работы по глушению скважины при смене насоса.
Структурная схема ГПНА показана на рис. 3.1.
Гидропоршневые насосные установки классифицируются:
— по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости — открытая или закрытая;
— по принципу действия скважинного насоса — одинарного, двойного действия или дифференциальный;
— по принципу работы гидродвигателя — дифференциального или двойного действия;
— по способу спуска погружного агрегата — спускаемые на колонне НКТ — фиксированные или свободные — сбрасываемые в скважину;
— по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой — индивидуальные или групповые.
729
Продуктовый пласт
Рис. 3.1. Структурная схема ГПНА:
1 — передача энергии с помощью механизмов;
2 — передача энергии жидкостью
Для работы в нефтедобывающих скважинах применяют глубинные поршневые насосы с поршневым гидравлическим двигателем с золотниковым распределением. Рассмотрим конструкции скважинного и поверхностного оборудования
3.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
В состав скважинного оборудования входят: скважинный насосный агрегат, колонны НКТ, различные скважинные устройства — пакеры, якори, центраторы, клапаны-отсекатели и др. Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидравлического двигателя. К гидравлическому
730
двигателю с поверхности подается силовыми насосами под давлением рабочая жидкость (это может быть подготовленная добытая нефть, отделенная от воды и газа и очищенная от механических примесей). Золотник-распределитель или переключатель гидравлического двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в штоковую или рабочую полости цилиндра двигателя, расположенные под и над его поршнем. Поршень двигателя приводится в возвратно-поступательное движение и через шток передает это движение плунжеру насоса. Работа золотника регулируется штоком, соединяющим поршни глубинного агрегата, или специальной системой управления.
Насос отбирает добываемую жидкость. Отработанная рабочая жидкость из двигателя направляется в подъемные трубы, по которым идет жидкость, отбираемая из скважины. На поверхность поднимается их смесь.
На поверхности располагаются насос, подающий рабочую жидкость к скважинному агрегату, и система подготовки рабочей жидкости. Часть жидкости, поднятая из скважины, направляется в промысловую систему сбора продукции НГДУ, а часть идет в открытую систему подготовки рабочей жидкости, откуда отделенные вода и газ направляются в промысловую сеть, а чистая рабочая жидкость — в поверхностный насос, рис. 3.2. Открытая система циркуляции и подготовки рабочей жидкости имеет отстойники, сепараторы, устройства для подачи реагентов (например, для разделения стойких эмульсий) и иногда подогреватели. Поверхностные силовые насосы обычно плунжерные, но могут применяться и высоконапорные центробежные насосы.
Применяется также схема с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. В этом случае в скважине должен быть третий трубопровод, по которому рабочая жидкость, отработавшая в двигателе, поднимается на поверхность, не смешиваясь с добытой жидкостью. Таким образом, подготовка рабочей жидкости резко упрощается. Практически в этом случае в основном надо отделить лишь механические примеси (окалина с труб, продукты износа трущихся деталей). Поверхностное оборудование значительно упрощается, но требуется иметь три канала в скважине, что не всегда экономично, а иногда и невозможно.
Целесообразно иметь одну мощную поверхностную систему подготовки жидкости установки на несколько эксплуатируе-
731
Рис. 3.2. Схема гидропоршневой установки.
1 — скважинный насос; 2— погружной двигатель; 3 — канал для подъема продукции скважины и отработанной рабочей жидкости; 4 — канал для подачи рабочей жидкости к погружному агрегату; 5 — поверхностный силовой насос; 6 — система подготовки рабочей жидкости
мых скважин (7—40 скважин). Скважинные гидропоршневые насосы при этом могут быть нескольких типоразмеров. В этом случае облегчается обслуживание и уменьшается число единиц оборудования. Такие установки называют групповыми, в отличие от индивидуальных, имеющих у каждой эксплуатируемой скважины поверхностный насос и систему подготовки рабочей жидкости.
Погружной агрегат, особенно его насосная часть, конструктивно схож с штанговым насосом. В отечественных гидропорш-невых насосах использовались детали штангового насоса — втулки для цилиндра, плунжер (укороченный) и шаровые клапаны.
При эксплуатации скважин глубинными насосами объемного действия его привод — объемный гидродвигатель возвратно-поступательного действия устанавливают в непосредственной близости от скважинного насоса.
Гидродвигатель приводится в действие потоком рабочей жидкости, закачиваемой силовым насосом, расположенным на поверхности. Пластовая жидкость поднимается по колонне труб на поверхность, где часть ее используется для закачки силовым насосом обратно в скважину, а часть направляется в промысловый коллектор.
732
Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные в один агрегат — гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок.
Назначение этих элементов: насосный блок преобразует механическую энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в гидравлическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в механическую энергию движения плунжеров двигателя и насоса, которая затем преобразуется в гидравлическую энергию потока откачиваемой пластовой жидкости. Колонны НКТ являются каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки жидкости служит для ее очистки от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе.
По мнению разработчиков и по некоторым данным зарубежного опыта гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с глубин до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут (при использовании системы тандем), при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов.
Основные части ГПНУ имеют достаточно высокий КПД, что выгодно отличает установку гидропоршневого насоса от глубинных насосов других типов.
Положительная особенность гидропоршневых установок — возможность с поверхности регулировать количество отбираемой из скважины жидкости, изменяя количество рабочей жидкости, закачиваемой к приводу, и меняя, таким образом, режим работы погружного агрегата.
Скважинные гидропоршневые установки хорошо приспособлены для эксплуатации наклонно направленных скважин, так как они не имеют движущейся возвратно-поступательно штанговой колонны (как у штанговых насосов) и кабеля рядом с трубами, который повреждается при спуске агрегата (как у установок скважинных насосов с электроприводом).
Применение так называемых сбрасываемых глубинных гидропоршневых агрегатов (рис. 3.3) позволяет коренным образом изменить спуско-подъемные работы при смене глубинного агрегата,
733
Рис. 3.3. Схема спуска, работы и подъема сбрасываемого гцдропоршневого насосного агрегата при определенном положении устьевого четырехходового крана.
а — спуск; б — работа; в — подъем
значительно облегчив их. Сбрасываемый глубинный агрегат спускается во внутреннюю полость НКТ, заполненных жидкостью, и проталкивается рабочей жидкостью, закачиваемой с поверхности. В нижней части колонны НКТ установлено седло, в которое агрегат запрессовывается потоком рабочей жидкости. В скважину можно спустить два ряда НКТ. Можно спустить в скважину один ряд НКТ, в этом случае НКТ герметизируются установленным в скважине пакером. Таким образом, образуется канал для подачи рабочей жидкости (НКТ) и канал (межтрубное пространство) для подъема на поверхность жидкости, откачиваемой насосом из скважины и смешанной с отработанной жидкостью, выходящей из поршневого привода. Для подъема глубинного агрегата на поверхность поток рабочей жидкости направляют в межтрубное пространство, жидкость попадает под сваб глубинного агрегата и выталкивает
734
его до поверхности. Чтобы рабочая жидкость не уходила в полость под пакером, в нем имеется обратный шаровой клапан.
Таким образом, спускоподъемные работы осуществляются без подъема труб. В этом случае не нужен подъемник и бригада подземного ремонта, работа выполняется одним оператором. Время спуска агрегата при установке насоса на глубине 1000 м — около 40 мин, а подъема — 50—60 мин.
К недостаткам установок гидропоршневых насосов относится прежде всего наличие сложного поверхностного оборудования, особенно при необходимости подготовки рабочей жидкости, обслуживание которого довольно трудоемко. Однако большой КПД установки, облегчение спуска-подъема агрегата, приспособленность к работе в усложненных условиях эксплуатации стимулируют его применение.
Современные гидропоршневые насосные установки способны добывать до 400—600 т/сут жидкости. Имеются отдельные конструкции агрегатов для отбора более 1200 т/сут жидкости. Глубина, с которой отбирается жидкость, доходит до 4500 м, но возможен отбор жидкости и с большей глубины.
3.1.2. Скважинные гидропоршневые двигатели, насосы и золотники
Погружной агрегат состоит из насоса и двигателя с золотниковым распределением потока жидкости. Двигатель может быть дифференциальным или двустороннего действия, а насос — дифференциальным, одно- или двустороннего действия. Учитывая различное расположение рабочих полостей в двигательной и насосной частях, возможно создание более 900 схем погружных агрегатов гидропоршневых насосов. Число схем, реализованных в серийных или опытных образцах, невелико. В основном это агрегаты с двигателем и насосом двустороннего или дифференциального действия. Наиболее простое конструктивное решение агрегата возможно при двигателе и насосе дифференциального действия, агрегаты двустороннего действия сложнее, но у них более высокий КПД и более плавный режим работы (скорости движения поршней вверх и вниз близки).
735
Рассмотрим наиболее простой агрегат дифференциального действия, разработанный в ОКБ БН по схеме, предложенной Л. Г. Чичеровым, В. М. Калининым, и др. конструкторами [15]. Погружной агрегат (рис. 3.4) состоит из поршня и цилиндра двигателя 7, штока 2, соединяющего поршень двигателя с поршнем насоса, золотника 3, поршня и цилиндра насоса 4. По каналу А рабочая жидкость поступает под поршень двигателя в полость Б, в которой создается постоянное давление рабочей по-
Рис. 3.4. Схема дифференциального погружного агрегата
лости. При положении поршней и золотника, указанном на рисунке, полости Б и В (под и над поршнем двигателя) соединены друг с другом. Шток нижним своим концом выходит в полость насоса, где давление равно давлению столба откачиваемой жидкости. Давление рабочей жидкости больше, чем давление столба откачиваемой жидкости. На поршень двигателя сверху и снизу действует одинаковое давление рабочей жидкости. На поршень насоса сверху и снизу действует давление столба откачиваемой жидкости. На шток сверху действует давление рабочей жидкости, а снизу — откачиваемой жидкости. Таким образом, создается сила, действующая на шток сверху вниз и продвигающая всю поршневую группу вниз. Происходит переток отбираемой жидкости из полости Д через нагнетательный клапан в полость Г над поршнем насоса. Всасывающий клапан насоса в это время закрыт. При этом часть откачиваемой жидкости в объеме штока, входящего в цилиндр насоса, выталкивается в подъемный канал.
В крайнем нижнем положении поршней продольная канавка на верхней части штока соединяет полость Б с камерой под золотником Е. Поскольку нижняя головка золотника диаметром больше, чем верхняя, а давление над и под золотником одинаково и равно давлению рабочей жидкости, золотник под
736
действием разности сил (произведение давления на площадь) поднимается в верхнее положение и сообщает каналы Б и С. Таким образом, полость Б сообщается с полостью Г, над поршнем двигателя устанавливается давление столба откачиваемой жидкости. Под поршнем двигателя, в полости Б, остается постоянное давление рабочей жидкости. В результате на поршень двигателя начинает действовать сила, обусловленная разностью давлений в полостях Б и В, и поршневая группа начинает движение вверх.
У насоса закрывается нагнетательный и открывается всасывающий клапаны. Происходит всасывание жидкости из полости скважины в цилиндр насоса (в полость Д). В крайнем верхнем положении продольная канавка, расположенная в нижней части штока, соединяет полость Е у золотника с полостью Г. Давление под золотником падает до давления столба откачиваемой жидкости. Над золотником действует высокое давление рабочей жидкости. Под действием перепада давления золотник передвигается в нижнее положение, показанное на рис. 3.4. После этого рабочий цикл погружного агрегата повторяется.
Конструкция погружного агрегата имеет следующие особенности. Поршни двигателя и насоса выполнены из стали с покрытием их поверхности хромом. Слой хрома толщиной около 0,07 мм отличается высокой твердостью и хорошей износоустойчивостью. Напомним, что обычное декоративное покрытие имеет меньшую толщину хрома (около 0,012—0,02 мм).
Цилиндры двигателя и насоса составлены из стальных втулок (сталь марки 38ХМЮА) с азотированной внутренней поверхностью. Образующиеся при азотировании карбиды позволяют повысить твердость поверхности втулок до 80 по шкале HRA. В результате в гидропоршневых насосах используется наиболее износоустойчивая пара трения. Такие же пары используются в штанговых насосах при особо тяжелых условиях их эксплуатации.
Уплотнения подвижных деталей в агрегате щелевые. Они расположены между золотником и штоком, золотником и корпусом золотника, корпусом под золотники и штоком.
Каналы А, Б, С при сбрасываемом погружном агрегате размещены в седле, спускаемом на НКТ. Это позволяет увеличить диаметры поршней агрегатов. Разобщение каналов осуществляется резиновыми манжетами, размещенными на погружном агрегате.
47 Ивановский
737
Клапаны насосной части шаровые (шар и седло). Они те же, что и в штанговых насосах (см. гл. 2 настоящей книги).
Длина хода поршней у погружных агрегатов гидропоршневых насосов достигает 1 м, число ходов в минуту — 30—60.
Погружной агрегат, сбрасываемый в НКТ диаметром 73 мм, имеет внешний диаметр 58 мм и длину около 4 м.
Скважина для гидропоршневых насосных установок оборудуется двумя колоннами НКТ, спускаемыми концентрично или параллельно, или одной колонной НКТ и пакером, уплотняющим пространство между НКТ и обсадной колонной. Таким образом, образуются два канала — один для подъема смеси добываемой жидкости и отработанной рабочей жидкости (НКТ или пространство между НКТ и обсадной колонной), другой — для рабочей жидкости (НКТ).
В случае использования замкнутой системы циркуляции рабочей жидкости требуется спуск еще одной колонны НКТ.
При трубном варианте погружной агрегат спускается в скважину на НКТ. При сбрасываемом агрегате на НКТ спускается седло для установки агрегата и под ним обратный шаровой клапан, позволяющий осуществить обратный поток рабочей жидкости при подъеме сбрасываемого погружного агрегата.
Опыт работы в нашей стране с отечественными установками гидропоршневых насосов показал, что сбрасываемые погружные агрегаты могут работать в среднем с межремонтным периодом около 9 месяцев (270 сут). Подъем их производился без подъема труб — жидкостью. НКТ и пакеры не поднимались по несколько лет. Ожидалось, что подъем добываемой жидкости по обсадной колонне (при установке пакера) может привести к отложению парафина на обсадных трубах и осложнениям при подъеме НКТ и пакера. Однако опыт эксплуатации показал несостоятельность такого опасения. Смешивание добытой и рабочей жидкостей при подъеме их по обсадной колонне приводило к снижению относительного содержания газа, а также смол и парафинов в смеси и к незначительному отложению их на обсадных трубах. Такие результаты были получены на месторождениях Башкирии, Татарии и Самарской области. Необходимо учитывать, что большее, чем в этих районах, содержание в добываемой жидкости смол и парафинов может привести к худшим
738
результатам. Поэтому в каждом частном случае необходимы анализ условий эксплуатации и обоснованный выбор схем оборудования скважин.
Наземное оборудование состоит из оборудования устья, силового насосного агрегата, оборудования для подготовки рабочей жидкости, регулирующей и регистрирующей аппаратуры.
Оборудование устья имеет детали для подвески НКТ на колонной головке, многоходовой кран для направления рабочей и отбираемой жидкостей в соответствующие каналы при спуске, работе и подъеме погружного агрегата, пружинного ловителя, свободно сбрасываемого агрегата и мачты с талевой системой с ручным приводом для извлечения агрегата из скважины или спуска его в скважину.
Силовой насосный агрегат состоит из насоса и его привода. Наиболее часто рименяется трехплунжерный насос. В нашей стране применяется насос с горизонтальным расположением цилиндров, в США некоторые фирмы используют насосы с вертикальным расположением цилиндров. Увеличенная скорость ходов плунжеров (около 400 в минуту) позволяет уменьшить габариты насосов.
Насосы развивают давление от 16 до 30 МПа. Подача насосов достигает десятков литров в секунду. Параметры насосов зависят от характеристики двигателя погружного агрегата и от того, является ли насос приводом индивидуальной установки (предназначенной для одной скважины) или групповой установки (для нескольких скважин). Насосы подают к скважине жидкость, обычно нефть, очищенную от механических примесей и отделенную от воды и газа. Есть примеры использования в качестве рабочей жидкости воды с присадками, обеспечивающими смазку трущихся частей оборудования.
Приводом насоса чаще всего служит электродвигатель. В некоторых случаях выгодно применять газомотор, работающий на нефтяном газе. Это экономично, поскольку применяется дешевое топливо и, с другой стороны, газомотор позволяет легко изменять частоту вращения приводного вала силового насоса и регулировать таким образом его подачу.
Оборудование для подготовки рабочей жидкости (при незамкнутой ее циркуляции) имеет сепараторы для отделения газа, воды и механических примесей, отстойники, дозировочные на
739
сосы, подогреватели. Обычно применяются сепараторы объемного типа, вертикальные или горизонтальные, с подогревом поступающей смеси для лучшей деэмульсации и снижения вязкости смеси. После объемных сепараторов устанавливают батарею циклонных сепараторов для более тщательной очистки рабочей жидкости от газа и механических примесей. В некоторых установках применяют отстойники большой емкости.
Для улучшения деэмульсации смеси рабочей и добытой жидкостей и отделения воды в смесь иногда подают реагенты-деэмульгаторы. Деэмульгаторы подаются в небольших объемах (десятки граммов на 1 м3 жидкости) дозировочными насосами с малыми подачами. Это обычно одноплунжерные насосы, имеющие регулируемую подачу. В качестве деэмульгаторов можно использовать неионогенный деэмульгатор дисолван и ПАВы различных марок.
В установках гидропоршневых насосов имеется возможность подачи деэмульгатора не только в поверхностную систему, но и в подготовленную рабочую жидкость, направляемую в скважину. В этом случае действие деэмульгатора проявляется уже по выходе жидкости из погружного двигателя в НКТ. Предупреждается образование стойких высоковязких эмульсий, снижается гидравлическое сопротивление движению смеси в трубах, облегчается отделение воды в системе подготовки рабочей жидкости и при подготовке товарной нефти.
Деэмульсация при подготовке рабочей жидкости и отделение воды облегчаются при подогреве жидкости. Подогреватели могут быть с теплоносителем в виде пара или горячей воды или электрическими в виде специальных лент, в изоляции которых уложены электропроводящие жилы с большим сопротивлением (из константана, нихрома и т.д.). Подогрев осуществляется в отстойниках или сепараторах, или в линиях, подводящих смесь от скважины к этим устройствам.
Система подготовки рабочей жидкости может включать все перечисленные части, а может быть и значительно упрощена в зависимости от конкретной характеристики добываемой жидкости и климатических условий.
Опыт эксплуатации гидропоршневых насосов в нашей стране показал, что для нормальной работы погружного агрегата достаточно снизить содержание воды в рабочей жидкости до 5 % и механических примесей до 0,5—0,3 г/л.
740
Контроль за режимом работы установки гидропоршневого насоса, поддержание этого режима или изменение его осуществляются аппаратурой, включающей расходомер, манометр, стабилизатор режима, регулирующие вентили.
В агрегатах одностороннего действия (рис. 3.5, а) шток с двумя поршнями совершает возвратно-поступательное движение в результате попеременной подачи жидкости из напорного трубопровода то в полость 3, то 4. Жидкость подается золотниковым устройством. В результате в насосе одинарного действия при ходе поршня вверх пластовая жидкость попадает через всасывающий клапан 1 в полость 6, а при ходе поршня вниз вытесняется через нагнетательный клапан 2 в напорный трубопровод. Клапаны 7 и 2 самодействующие, обычно шарикового типа [69, 70].
Рис. 3.5. Схемы скважинных агрегатов одностороннего, двустороннего и дифференциального действия (слева-направо)
Полость 5 соединена с затрубным пространством с помощью отверстия, и при перемещении поршня вверх и вниз жидкость может свободно циркулировать.
В агрегатах двустороннего действия при перемещении поршня насоса вверх пластовая жидкость попадает через клапан 7 в полость и вытесняется из полости 5 через клапан 2.
741
При ходе поршня вниз пластовая жидкость вытесняется из полости 6 через клапан 2 и поступает в полость 5 через клапан /.
Таким образом, при каждом ходе поршня жидкость подается в напорный трубопровод.
В агрегатах с насосом дифференциального действия поршень насоса выполнен сквозным с расположенным в нем нагнетательным клапаном 2. При ходе поршня вниз всасывающий клапан 1 закрыт, из полостей 5 и 6 в напорный трубопровод вытесняется объем жидкости, равный объему штока, находящегося в полостях, при ходе поршня вверх нагнетательный клапан 2 закрыт, а всасывающий 1 открыт. В результате пластовая жидкость вытесняется из полости 5 в напорный трубопровод и поступает в полость 6 [69, 70].
В нижней части труб устанавливается специальное седло, а на устье — ловитель и специальная обвязка, позволяющая изменять направления потоков в колоннах насосно-компрессорных труб.
Для спуска агрегата колонны труб заполняются жидкостью, после чего спускается агрегат, который под действием потока жидкости, подаваемой силовым насосом, опускается, устанавливается на седле и фиксируется замком. После его установки поток жидкости начинает проходить через агрегат, и последний откачивает пластовую жидкость. Время спуска агрегата на седло, момент его установки и начало работы контролируются по показаниям манометра, установленного на нагнетательном патрубке силового насоса.
Для подъема агрегата направление потоков жидкости в колоннах труб изменяется на противоположное посредством переключения четырехходового крана. При этом давление жидкости, действующее на агрегат снизу, создает усилие, направленное вверх, которое извлекает агрегат из замка и перемещает его вверх к устью скважины.
Агрегат после достижения им устья захватывается специальным ловителем. При этом силовой насос, подающий рабочую жидкость, автоматически отключается, и операция заканчивается. Момент выпрессовки агрегата из замка и время подъема его на поверхность контролируются манометром.
Помимо перечисленных отличительных признаков установки отличаются конструктивным исполнением и взаимным рас
742
положением каналов для подвода и отвода жидкости от ГПНА. В качестве каналов могут использоваться специальные колонны НКТ либо внутренняя полость эксплуатационной колонны, а относительно друг друга колонны могут располагаться концент-рично или же параллельно. В зависимости от типа гидравлической схемы установки и типа применяемого ГПНА конструкции нижней части внутрискважинного оборудования могут быть различными.
При использовании открытой гидравлической схемы применяют следующие варианты конструкций (рис. 3.6).
Рис. 3.6. Оборудования скважин ГПНУ с открытой схемой циркуляции рабочей жидкости
Фиксированный ГПНА с двумя концентрично расположенными колоннами труб (рис. 3.6, а). В этом случае ГПНА 4 спускается на центральной колонне труб 1, а его нижняя часть
743
с уплотнением устанавливается на опорном конусе 5, который укреплен на колонне НКТ 2 большого диаметра. Рабочая жидкость подводится к гидродвигателю по центральной колонне НКТ 1, а пластовая жидкость в смеси с рабочей отводится по концентричному каналу, образованному колоннами НКТ 1 и 2.
Фиксированный ГПНА (рис. 3.6, б) с одной колонной НКТ. ГПНА опускается на колонне НКТ 1 и устанавливается нижней частью на пакере 6, расположенном в эксплуатационной колонне 3.
Как и в предыдущей схеме, рабочая жидкость подводится по центральной НКТ 1, а поднимается по кольцевому каналу между НКТ 1 и эксплуатационной колонной 3.
Свободный ГПНА с двумя параллельными колоннами НКТ (рис. 3.6, в). Агрегат Испускается в скважину по НКТ большого диаметра 1, по которой к нему подводится рабочая жидкость и в нижней части которой установлены седло с замком и обратный клапан 10.
Параллельная колонна труб 2 служит для подъема смеси пластовой и рабочей жидкостей.
Свободный ГПНА с одной колонной НКТ (рис. 3.6, г). Агрегат И располагается в колонне НКТ 1, в нижней части 9 которой установлены седло с замком и обратный клапан 10. Хвостовик колонны фиксируется в отверстии пакера 7, установленного в эксплуатационной колонне 3. Потоки жидкостей аналогичны потокам схемы (рис. 3.6, б).
При подъеме свободного агрегата в схеме поток жидкости в канале, служащем для подъема пластовой жидкости, изменяется на противоположный, обратный клапан 10 закрывается, и агрегат перемещается в верхние насосы, мощность привода которых в большинстве случаев составляет от 14 до 300 кВт. Для подбора агрегата, соответствующего требуемому режиму эксплуатации скважины, выпускаются насосы многих типоразмеров, причем каждый из них имеет наборы плунжеров с уплотнениями различных диаметров (от 30 до 95 мм), позволяющими ступенчато изменять подачу насосов (от 130 до 1700 л/мин) и обеспечивать максимальное давление до 35,0 МПа. Число ходов плунжеров составляет 300—450 в минуту. Для уменьшения числа оборотов вала насоса применяются понижающие редукторы.
744
Наибольшее число типоразмеров оборудования, в том числе более 70 типоразмеров гидропоршневых насосов, представляет фирма Kobe. В табл. 3.1 приведены характеристики некоторых гидропоршневых насосных агрегатов этой фирмы.
Характеристики гидропоршневых насосных агрегатов фирмы Kobe
Таблица 3. ]
Тип насоса Наружный диаметр насоса, мм Диаметр насоса, мм Подача, м3/сут Давление, МПа
А 36,5 111,8 30
В 59 44,5 172,7 30
Д для всех типов 44,5 172,7 45
Е 44,5 381,5 26,5
В нашей стране также было освоено промышленное производство установок гидропоршневых насосов типа УГН конструкции ОКБ БН. Оборудование этих установок предназначено для эксплуатации в условиях Западной Сибири и Крайнего Севера, в труднодоступных и малообжитых районах.
В комплект установок входят технологический блок подготовки рабочей жидкости, блок управления; оборудование устья скважин; гидропоршневые насосные агрегаты; пакерные устройства.
Оборудование установок рассчитано на эксплуатацию от 2 до 8 скважин при открытой системе циркуляции рабочей жидкости. В технологическом блоке проводится подготовка поступившей из скважины жидкости, в дальнейшем используемой в качестве рабочей для привода гидропоршневых насосов.
Продукция скважин поступает в гравитационный сепаратор вместимостью 16 м3, где водонефтяная эмульсия расслаивается на три фазы: газообразную, водосодержащую и нефть. Поступающая из средней части сепаратора нефть обеспечивает привод погружных насосов. Газообразная и водосодержашая фракции, а также избыточная нефть поступают в сборный нефтепромысловый коллектор. В сепараторе происходит и первичная (грубая) очистка рабочей жидкости от мехпримесей. Поступившая
745
из сепаратора предварительно очищенная нефть попадает на прием центробежных подпорных насосов и далее на батарею гидроциклонов, где осуществляется вторичная (тонкая) очистка от мехпримесей. Часть жидкости, содержащая мехпримеси, сбрасывается с гидроциклонов в сборный коллектор, другая поступает на прием силовых насосных агрегатов. В качестве насосных агрегатов в УГПН применяются трех- и пятиплунжерные агрегаты марки PCR, давление нагнетания которых достигает 20 МПа, производительность соответственно 5,76 и 9,6 м3/ч. От силовых агрегатов жидкость направляется в распределительную гребенку. В линию между агрегатами и гребенкой встроен трубопровод от дозировочного насоса, обеспечивающего подачу различных ПАВ и деэмульгаторов в рабочую жидкость. Распределительная гребенка состоит из восьми (по числу эксплуатируемых скважин) регуляторов расхода и регулятора давления, через который избыточная жидкость сбрасывается с гребенки на вход в подпорные насосы. От каждого регулятора расхода на оборудование устья одной из скважин подается необходимое количество рабочей жидкости.
Все оборудование технологического блока размерами 3x12 м имеет взрывобезопасное исполнение. В блок-боксе управления размерами 3x6 м размещено комплектное устройство защиты и управления электрооборудования установки, системы контроля и пожаротушения.
Многоканальное оборудование устья скважины предназначено для подвески колонн НКТ, изменения направления движения рабочей и добываемой жидкостей и приема гидропоршне-вого насоса. Оборудование оснащено центральной и магистральными задвижками, четырехходовым трехпозиционным краном и лубрикатором (приемной камерой).
Пакерное устройство типа УП-Д-35 применяется для отделения зоны всасывания от зоны нагнетания гидропоршневого насосного агрегата и охватывает диапазон внутренних диаметров обсадных колонн скважин 117,7... 155,3 мм. Устройство, состоящее из пакера и разъединителя колонны, спускается в скважину на заданную глубину на колонне НКТ. Посадка пакера осуществляется подачей жидкости под высоким давлением в НКТ, а отсоединение от колонны — подачей жидкости в затрубное пространство. После установки пакера спускается седло гидро-
746
поршневого агрегата, уплотняющееся своим хвостовиком в стволе пакера. Колонна НКТ, заканчивающаяся седлом, подвешивается на устье скважины.
Насосный агрегат состоит из гидропоршневого насоса сбрасываемого типа, седла и обратного клапана.
Гидропоршневой насос, является исполнительным механизмом, непосредственно осуществляющим откачку пластовой жидкости из скважины. Это насос двустороннего действия, жестко связанный полым штоком с гидродвигателем двойного действия, выше которого находится распределительное золотниковое устройство, предназначенное для изменения направления движения рабочей жидкости в зависимости от положения поршневых групп. Команда на переключение золотникового устройства поступает от узла распределения, расположенного между поршневой группой насоса, оснащенной двумя узлами групповых шариковых клапанов, и гидродвигателем.
Седло агрегата предназначено для образования в паре с насосом герметично разделенных полостей различного давления, для чего насос оснащен резиновыми манжетами. С помощью седла, рабочая жидкость подводится к насосу и узлу распределения, отводится добытая пластовая жидкость. При работе насоса шарик обратного сбрасываемого клапана агрегата за счет избыточного пластового давления, приподнимается и открывает свободный доступ на прием насоса. При выпрессовке насоса из седла шарик клапана под действием силы тяжести и давления рабочей жидкости опускается в седло, исключая возможность перетока жидкости из седла в зону всасывания насоса и обеспечивая вып-рессовку.
В 1988—1989 гг. освоено серийное производство установок гидропоршневых насосов УГН1ОО-2ОО-18, УГН25-150-25, УГН40-250-20 и УГН1 СО-380-15.
Установки применяются для добычи нефти из 2—8 наклонно направленных скважин с содержанием в пластовой жидкости мехпримесей до 0,1 и сероводорода до 0,01 г/л, воды до 99 % и температурой в зоне подвески гидропоршневого агрегата до 120 °C.
Основные параметры установок приведены в табл. 3.2.
Поскольку во всех установках используются гидропоршневые насосы условного габарита для НКТ диаметром 73 мм, скважинное оборудование для них универсально. Поверхностное обо-
747
Таблица 3.2
Установка Подача, м3 /сут Давление нагнетания, МПа Подача силовых насосов. м3/ч
всей установки одного погружного насоса
УГН25-150-25 150 25 25 11,5
УГН40-250-20 250 40 20 19,2
УГН 100-200-18 200 100 18 11,5
УГН 160-380-15 380 160 15 19,2
рудование также в значительной степени унифицировано и отличается в наземной гидравлической станции только мощностью силовых насосных агрегатов и комплектным устройством защиты и управления.
Базовым представителем ряда установок этого типа является УГН 100-200-18, опытный образец которой прошел промышленные испытания на Западно-Сургутском месторождении ПО Сургутнефтегаз. На промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» накоплен значительный опыт эксплуатации нефтяных скважин УГПН как отечественного, так и иностранного производства. На Западно-Сургутском месторождении проводится эксплуатация комплекса оборудования гидропоршневых насосов фирмы Kobe (США). В процессе эксплуатации подтвердилось предположение о достаточно высокой работоспособности и надежности этого вида оборудования в условиях месторождений с большим содержанием серы, смол и парафина в добываемой продукции.
Особый интерес представляют результаты работы гидропоршневых насосов, обеспечивающих откачку высокообводненной нефти с мехпримесями.
Определены основные узлы и элементы насосов, изменение геометрии рабочих поверхностей которых приводит к снижению работоспособности. Так, износ рабочих поверхностей золотника приводит к выходу насоса из строя, а износ пары поршень — цилиндр — к снижению объемного КПД.
748
Ниже приведены величины износа (мм) подвижных пар трения насоса, отработавшего в скв. № 612 (наработка на отказ — 366 сут, или 15x106 циклов).
По головке золотника: верхней..............................0,043-г0,0б8
средней.............................0,0100,040
нижней...................................0,023
Золотник — управляющая втулка............0,020
Верхний поршень — цилиндр......0,043^-0,072
Нижний поршень — цилиндр......0.025^-0,030
Следует отметить, что определяющей характеристикой долговечности работы насоса является число совершенных циклов двойных ходов подвижных элементов, а не суточная наработка, так как износ пар трения зависит от их пробега.
Аналогичные работы по определению интенсивности и степени износа рабочих поверхностей основных деталей (золотник, цилиндр, поршень) были проведены и по отечественному насосу 1ГН59-89-160-15 №3, спущенному в скв. 1118 на кусте 83 Западно-Сургутского месторождения в составе опытной установки.
К рабочим поверхностям деталей предъявляются высокие требования по твердости и износостойкости.
В ОКБ БН проводились стендовые испытания гидропоршневых насосов для определения влияния степени износа рабочих поверхностей основных деталей на работоспособность конструкции. Установлено, что она зависит как от величины зазоров подвижных пар трения, так и от кинематической вязкости жидкости, применяемой в качестве рабочей в системе гидропривода. Так, при одних и тех же значениях суммарных зазоров потеря работоспособности при кинематической вязкости v = 5 мм2/с наступает гораздо ранее, чем при v = 10... 12 мм2/с. Большое значение имеют заложенные при изготовлении зазоры, определяемые технологическими возможностями обрабатывающего оборудования и методами упрочнения поверхностей.
В процессе изготовления детали упрочняются, как правило, методом азотирования или нанесения слоя твердого хрома, бла
749
годаря чему поверхности имеют твердость HRA 80 и приобретают некоторую стойкость к коррозии [69].
Метод ионной азотации позволяет упрочнять поверхности при более низкой температуре, чем при обычной газовой азотации. При этом практически полностью исключается поводка даже тонкостенных цилиндрических деталей, в результате чего отпадает необходимость в последующей обработке.
Ответные азотированным детали желательно упрочнять методом мерного хромирования. Рабочая пара «хром—азотация» хорошо противостоит износу при работе в жидкой среде, содержащей твердые абразивные частицы и обладающей слабо-выраженными антифрикционными свойствами.
Совершенствование гидропоршневых насосов требует реализации технических решений, обеспечивающих повышение работоспособности и эффективности конструкции при использовании воды в качестве рабочей жидкости, применяемой при добыче нефти с повышенным содержанием газа, коррозионно-активных веществ, механических примесей.
3.1.3. Поверхностное оборудование гидропоршневых насосных установок
Наземные насосные агрегаты могут применяться как для привода одного ГПНА, так и для нескольких, расположенных в различных скважинах. Для распределения жидкости между ними используются распределительные гребенки со стабилизаторами расхода рабочей жидкости. Поверхностное оборудование гидропоршневых насосных установок различается:
— по типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости (открытая или закрытая);
— по числу ГПНА, обслуживаемых одной наземной установкой (индивидуальные или групповые).
Рассмотрим основные особенности установок.
Тип принципиальной схемы циркуляции рабочей жидкости предопределяет способ возврата рабочей жидкости на поверхность. В установках с закрытой схемой жидкость после совершения ею полезной работы из гидродвигателя по отдель
750
ному каналу поднимается на поверхность. Продукция пласта, выходящая из скважинного насоса, поднимается по своему отдельному каналу.
В установках с открытой схемой жидкость, выйдя из гидродвигателя, смешивается с жидкостью, выходящей из скважинного насоса, и поднимается на поверхность по общему каналу.
Недостатком первой схемы является большая металлоемкость, поскольку от устья к погружному агрегату необходимо спустить три герметичных трубопровода: для подачи рабочей жидкости к агрегату, для ее отвода и для подъема пластовой жидкости. Достоинством этой схемы являются незначительные потери рабочей жидкости, определяемые только лишь утечками из системы привода. Следует заметить, что производительность системы подготовки рабочей жидкости всей установки в значительной степени зависит от качества подготовки рабочей жидкости.
Установки с открытой схемой обладают меньшей металлоемкостью, так как предполагают каналы только для двух потоков жидкости — сверху вниз — рабочей, а снизу вверх — смеси рабочей и пластовой жидкости. Соответственно проще и оборудование устья. Недостатком этой системы является необходимость обработки большого количества рабочей жидкости, что требует применения сложных и высокопроизводительных систем для ее подготовки.
Принципиальные схемы установок обоих типов приведены на рис. 3.7. В каждой из них двигатель I приводит в действие силовой насос 2, который по колонне труб 3 подает рабочую жидкость к двигателю 4 гидропоршневого агрегата (ГПНА). Скважинный насос 5 ГПНА, приводимый в действие двигателем 4 забирает пластовую жидкость из скважины и по колонне труб 6 направляет ее вверх. В установке с открытой схемой рабочая жидкость поднимается на поверхность по колонне труб 6, а в установке с закрытой схемой — по отдельной колонне 7.
В установке с открытой схемой смесь пластовой и рабочей жидкости из колонны 6 направляется в устройство подготовки рабочей жидкости 8, из которого очищенная нефть по трубопроводу 9 поступает на прием силового насоса 2, а остальная часть потока вместе с отдельными примесями направляется в сборный промысловый коллектор.
751
Рис. 3.7. Принципиальные схемы обустройства поверхностного оборудования гидропоршневых насосных установок (слева — открытая, справа — закрытая)
В установке с закрытой схемой рабочая жидкость возвращается в буферную емкость устройства подготовки 8, откуда трубопроводом 9 направляется на прием силового насоса 2. Пластовая жидкость из колонны 7 отводится в сборный промысловый коллектор, а небольшая часть жидкости (1—2 %) по трубопроводу 10 направляется в устройство подготовки 8 для компенсации потерь рабочей жидкости.
По принципу действия скважинного насоса ГПНА существующие конструкции можно разделить на группы с насосами одинарного, двойного и дифференциального действия.
Блок подготовки рабочей жидкости имеет параметры, обусловленные, прежде всего, типам гидравлической схемы установки: закрытой или открытой. В первом случае его производительность составляет 1—3 % от подачи силового насоса, во втором — до 50 %.
Как правило, в качестве рабочей жидкости используется сырая нефть, после того как из нее удалены свободный и растворенный газ, вода, абразив. Если подготовка рабочей жидкости в малых количествах при использовании закрытых схем не вызывает трудностей, то очистка ее для установок с открытой схемой достаточно сложна.
Высокие требования к качеству рабочей жидкости предопределяются, в конечном счете, долговечностью, которой должны обладать и силовой насос и ГПНА. Невыполнение этого требо
752
вания, например, в отношении содержания абразива будет приводить к интенсивному изнашиванию пар трения: плунжер- уплотнение в насосе, поршень — цилиндр, детали золотника и клапанов в ГПНА, увеличение содержания коррозионно-активных компонентов — к коррозии внутренних полостей, в том числе и рабочих поверхностей, гидросистемы.
На энергетические показатели установок большое влияние оказывает вязкость нефти — превышение определенного ее значения приводит к резкому снижению КПД, что обусловливается повышением потерь давления на жидкостное трение.
В настоящее время в установках ГПНА для добычи высоковязких нефтей в качестве рабочей жидкости используется вода со специальной присадкой, обеспечивающей хорошие смазывающие свойства и являющейся ингибитором коррозии. Применение ее приводит к увеличению КПД, но одновременно повышает требования к герметичности резьбовых соединений колонн насосно-компрессорных труб. Вопрос о рациональной степени очистки рабочей жидкости определяется на основании технико-экономических расчетов, в основу которых закладываются с одной стороны стоимость подготовки рабочей жидкости, а с другой стороны — стоимость ремонта или замены оборудования, выход, из строя которого обусловлен качеством подготовки жидкости. С учетом того, что ухудшение качества подготовки жидкости приводит к необходимости замены пар плунжер-уплотнение в силовом насосе и замене всего агрегата ГПНА на новый, занимающий при применении свободного ГПНА порядка 4 ч, в ряде случаев считается целесообразным при применении открытых гидравлических схем рабочую жидкость отстаивать в резервуаре и доводить содержание абразива до 0,5 г/л. Схема простейшей установки для подготовки рабочей жидкости включает трехфазный сепаратор, отделяющий свободный газ и воду от нефти, и буферную емкость для хранения и отстаивания нефти представлена на рис. 3.8. Иногда в эту схему включается устройство для дозирования и подачи в рабочую жидкость химических реагентов, например, для внутрискважинного деэмульгирования пластовой жидкости.
753
48 Ивановский
Хранилище рабочей жидкости
Рис. 3.8. Схемы компоновки поверхностного оборудования гцдропоршневой насосной установки фирмы TRIKO Industries, Inc (США) при обвязке и эксплуатации одной скважины и группы скважин
3.1.4. Некоторые расчетные зависимости рабочих параметров для подбора гидропоршневых насосных установок
При выборе установки гидропоршневого насоса основная задача — определение ее схемы и параметров комплектующего оборудования (скважинного и наземного). Исходные данные расчетов принимаются из промысловых данных, за исключением размеров НКТ, которые выбираются в зависи
754
мости от схемы гидропоршневой насосной установки (ГПНУ). Схему ГПНУ выбирают в зависимости от объема добычи и размера обсадной колонны скважины. В принципе для малых отборов можно применять схему ГПНУ с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости и со сбрасываемым погружным агрегатом, при средних отборах — со смешиванием оабочей и добываемой жидкостей и со сбрасываемым агрегатом, а для больших отборов — схемы ГПНУ с погружным агрегатом, спускаемым на НКТ. Так, например, установки со сбрасываемым погружным агрегатом можно применять в зависимости от схемы подъема рабочей жидкости и схемы спуска труб при следующих параметрах:
1) при замкнутой схеме циркуляции рабочей жидкости, двух параллельных колоннах НКТ и установке пакера в скважине — для добычи до 100 м3/сут, если обсадные трубы диаметром 168 мм, и около 20 м3/сут, если диаметр 146 мм;
2) при смешивании рабочей жидкости с добываемой, одной колонне НКТ и пакере — для добычи примерно до 500 м3/сут, если обсадные трубы диаметром 168 мм, и 300 м3/сут, если диаметр 146 мм.
При больших подачах необходимо применять погружные агрегаты, спускаемые в скважину на колонне НКТ.
Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
Расчет параметров узлов установки ГПНУ содержит в основном следующие этапы:
1. Определение глубины необходимого погружения насоса под динамический уровень при заданном коэффициенте наполнения насоса, газовом факторе (с учетом гидравлического сопротивления во всасывающем клапане насоса).
2. Определение глубины спуска насоса в скважину с учетом расположения динамического уровня жидкости и погружения насоса под этот уровень.
3. Выбор типоразмера погружного агрегата.
4. Выбор параметров и состава наземного оборудования.
Глубина необходимого погружения насоса под динамический уровень определяется так же, как и подобный расчет для штанговых насосов. При определении глубины спуска насоса в
755
скважину рассчитывают глубину расположения динамического уровня по известному расположению статического уровня, коэффициенту продуктивности и заданному объему отбираемой жидкости. Глубина спуска насоса будет равна сумме глубины расположения динамического уровня жидкости в скважине и глубины погружения насоса под этот уровень.
Типоразмер погружного агрегата выбирается по подаче и напору насоса и габариту погружного агрегата. Подача насоса задана. Напор, который должен развивать погружной насос, определяется по в случае, если добытая жидкость поднимается по свободной внутренней полости НКТ и применена замкнутая циркуляция жидкости. При подъеме жидкости по кольцевому пространству в этой формуле должны быть изменены зависимости, принятые для определения работы газа в подъемном канале, и определения сопротивления потоку в нем. Также уточняются эти зависимости и при смешивании добытой и рабочей жидкостей.
Габариты погружного агрегата выбираются в зависимости от принятой схемы обустройства скважины (параллельные или концентричные колонны, использование пакера), принятой схемы циркуляции рабочей жидкости и диаметра обсадной колонны скважины.
Параметры поверхностного оборудования, а это прежде всего подача и давление рабочей жидкости, определяются в зависимости от размеров выбранного погружного агрегата. Объем подачи рабочей жидкости зависит от диаметра, длины хода и частоты ходов плунжера двигателя погружного агрегата. При расчете этого объема необходимо учесть утечки жидкости в системе, потери жидкости на переключение золотника. При расчете давления рабочей жидкости у поверхностного насоса учитываются размеры поршней двигателя и насоса, штока, соединяющего поршни, потери напора в трубах и в самом погружном агрегате, силы трения движущихся деталей в агрегате.
Определение расхода рабочей жидкости
При подборе гидропоршневого насоса необходимо стремиться к максимальному сокращению удельного расхода рабочей жидкости (расхода на тонну добываемой нефти).
756
Расход рабочей жидкости (м3/сут) будет равен
Q fi = 1440 (2Е - f) s п К , ^раб ' 2 J ' р ’
(3.1)
где F2 — площадь поперечного сечения плунжера погружного двигателя в м2; f — площадь поперечного сечения штока, м2; 5 — длина хода плунжера погружного двигателя, м, п — число двойных ходов плунжера в минуту; К — коэффициент расхода рабочей жидкости (отношение фактического расхода к теоретическому).
Определение силового давления рабочей жидкости
Для определения давления (напора) рабочей жидкости у силового (поверхностного) насоса пользуются уравнением равновесия статических сил, действующих на плунжеры погружного агрегата (двигателя и насоса) при ходе их вверх и вниз (рис. 3.9).
+ (Л - f)P„ + Ар = (^ ~ f)PP + F\P„,
F-iP”p + (Л + /)А = (^ + /)А + Л А + Ар
(3.2)
(3.3)
где Fv Р2 и f — плошали сечения соответственно плунжера насоса, плунжера двигателя и штока в м2; Рр — давление столба нагнетаемой жидкости с учетом потерь напора в подъемной колонне; Рп — давление подпора, определяемое погружением насоса под динамический уровень жидкости в скважине, МПа, Р — потери напора в погружном агрегате (механическое трение в плунжере и штоке), МПа;
Р’ и Рр — давление рабочей жидкости у плунжера двигателя погружного агрегата при ходе вверх и вниз, МПа.
Из этих уравнений находят Р’ и Р”
Среднее давление рабочей жидкости на входе в погружной агрегат
Р = (Р' + р” )/2.
ср v р Р''
(3 4)
Найденное количество рабочей жидкости и ее давление у поверхностного насоса дают возможность подобрать его по ка-
757
Рис. 3.9. Расчетная схема сил, действующих на плунжерную группу гидропоршневого агрегата: а — при ходе вверх, б — при ходе вниз
талогам. При выборе насоса надо учитывать, что он должен работать непрерывно и длительно и что при индивидуальных установках насосы располагаются в легких укрытиях.
Поскольку длинные колонны труб — очень хороший компенсатор, сглаживающий колебания давления рабочей жидкости, то возможное неравенство расчетных давлений рабочей жидкости при ходе плунжеров вверх и вниз практически означает, что скорость движения их вверх и
вниз различна.
После выполнения рабочего хода плунжерной группы рабочая жидкость вытесняется и смешивается с откачиваемой скважинной жидкостью. Потери напора при движении смешанной жидкости от погружного агрегата по колонне НКТ и далее до приемного резервуара определяются по формуле Дарси—Вейсбаха:
Л = К Н V\ /2g(d — d), см с 2 ' n u7 ’
(3.5)
где К — коэффициент гидравлического сопротивления; dn — внутренний диаметр подъемных труб, м; du — наружный диаметр напорных (центральных) труб, м.
Для определения К надо знать число Рейнольдса Re, которое зависит от скорости течения жидкости.
Давление рабочей жидкости (МПа) у силового насоса будет
Р = Р + Р — Р;
СН р пр г’
где Р — потери напора в колонне, подводящей рабочую жидкость к погружному агрегату, МПа (определяются по
758
формуле Дарси—Вейсбаха); Рг — гидростатический напор столба рабочей жидкости в трубах, МПа.
При высоком газовом факторе для повышения коэффициента подачи необходимо либо увеличивать глубину погружения насоса под динамический уровень, либо устанавливать ниже насоса газовый якорь.
Определение мощности и коэффициента полезного действия гидропоршневой установки
Полезная мощность погружного агрегата (кВт)
_ 103(2//мт 102
(3.6)
где Q — подача насоса в м3/с, Нк = Н — Л + Лгс — манометрический напор в м ст. жидк. (Я — глубина спуска насоса, Л — глубина погружения насоса под динамический уровень, Л с — гидравлические сопротивления в трубопроводе от погружного агрегата до приемного резервуара на поверхности). Полная мощность (кВт) всей установки
г
У J0,2nac ’
(3.7)
где 2ра6 — расход рабочей жидкости в м3/с, Р — среднее давление рабочей жидкости на выходе из силового насоса; цас — КПД силового агрегата (электродвигателя привода, механической передачи, силового насоса).
Общий КПД установки
Пу
(3.8)
759
3.2. СКВАЖИННЫЕ СТРУЙНЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
В последние десятилетия ведутся активные поиски новых способов добычи нефти, особенно в области эксплуатации наклонных скважин. При использовании бесштанговых гидроприводных струйных насосных установок вместо УСШН в скважинах со значительной кривизной ствола энергетические затраты существенно снижаются, а межремонтный период (МРП) скважинного оборудования увеличивается. Компактность, высокие монтажеспособность, эффективность и степень унификации узлов позволяют применять гидроприводные насосные установки при эксплуатации кустовых скважин в труднодоступных районах Сибири и на морских месторождениях.
Изменение условий эксплуатации многих нефтяных месторождений, связанное с увеличением числа объектов разработки в труднодоступных северных районах и на континентальном шельфе, вызвало возрождение интереса к струйным насосным установкам.
3.2.1. Конструкции скважинных струйных насосов
Струйные насосы являются разновидностью гидроприводных насосов, и они обладают всеми достоинствами этого вида оборудования,
Благодаря своим конструктивным особенностям струйные аппараты отличаются высокой надежностью и эффективностью, особенно в осложненных условиях эксплуатации, например при добыче пластовой жидкости со значительным содержанием механических примесей и коррозионно-активных веществ из наклонно направленных скважин.
К преимуществам струйных насосов относят их малые габариты, большую пропускную способность и возможность стабильно отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием свободного газа. Кроме того, проста конструкция установок, отсутствуют движущиеся детали, возможно исполнение струйного насоса в виде свободного, сбрасываемого агрегата.
760
В струйном насосе или инжекторе (рис. 3.10) поток откачиваемой жидкости перемещается от забоя скважины до устья скважины за счет получения энергии от потока рабочей жидкости, подаваемого поверхностным силовым насосом с устья скважины.
Рис. 3.10. Схема струйного насоса (а) и движение жидкостей в нем (б):
I — подвод откачиваемой жидкости, 2 — подвод рабочей жидкости, 3— входное кольцевое сопло, 4 — рабочее сопло, 5 — камера смешения, 6— диффузор, I — невозмушенная откачиваемая жидкость, II — пограничный слой, III — невозмущенная рабочая жидкость (ядро)
Нагнетание скважинной жидкости осуществляется благодаря явлению эжекции в рабочей камере, т.е. смешению скважинной жидкости с рабочим потоком жидкости, обладающим большой энергией, см. рис. 3.10.
Режим работы струйного насоса характеризуется следующими параметрами: рабочий напор Я , затрачиваемый в насосе и равный разности напоров рабочего потока на входе в насос (сечение В—В) и на выходе из него (сечение С—С), полезный напор Нр, создаваемый насосом и равный разности напоров подаваемой жидкости за насосом (сечение С—С) и перед ним
761
(сечение А—А); расход рабочей жидкости полезная подача Qd. КПД струйного насоса равен отношению полезной мощности к затраченной
„ _ Q.Hn Q^P
и может достигать величины КПД = 0,2...0,35. Такое значение КПД струйных насосов обусловлено большими потерями энергии, сопровождающими рабочий процесс: в камере смешения (на вихреобразование и гидравлическое трение жидкости о стенки камеры); в элементах насоса, подводящих и отводящих жидкость (в рабочем и кольцевом сопле и диффузоре).
Струйный насос работает следующим образом. При истечении рабочей жидкости со скоростью И, из сопла в затопленное пространство сразу за передним срезом сопла на поверхности струи возникает область смешения. Быстрые частицы проникают в окружающий медленный поток невозмущенной жидкости, подсасываемый через кольцевой проход в камеру со скоростью И и передают ей энергию. Этот процесс, основанный на интенсивном вихреобразовании, происходит в непрерывно утолщающемся по длине струйном пограничном слое. Вместе с тем внутренняя область рабочей струи, а именно ее ядро и внешняя область невозмущенной подсасываемой жидкости — постоянно уменьшаются и на расстоянии L от рабочего сопла потоки рабочей и откачиваемой жидкости уже полностью перемешаны. На дальнейшем участке камеры смешения происходит только выравнивание профиля скоростей потока жидкости. Чаще всего в струйных насосах применяют цилиндрические камеры смешения, технологические простые в изготовлении и обеспечивающие относительно высокий КПД.
Для преобразования достаточно высокой скорости потока в камере смешения в давление поток направляется в диффузор.
Схема изменения давления и скорости потока жидкости в струйном насосе представлена на рис. 3.11. Эффективность передачи энергии потоком рабочей жидкости зависит от конструкции основных элементов насоса, определяемой соотношением площадей поперечных сечений рабочего и кольцевого сопла и камеры смешения.
762
Рис. 3.11. Схема изменения давления (Г) и скорости потока жидкости (2) в струйном насосе
Если площадь поперечного сечения рабочего сопла составляет 50...60 % площади камеры смешения, то насос можно назвать высоконапорным. В этом случае площадь поперечного сечения кольцевого сопла сравнительно мала, что уменьшает расход откачиваемой жидкости по сравнению с расходом рабочей жидкости. При этом гидравлическая энергия передается сравнительно малому объему откачиваемой жидкости и развивается высокий напор.
Если же площадь рабочего сопла не превышает 20 % площади камеры смешения, то соответственно увеличивается объем откачиваемой жидкости и, следовательно, уменьшается развиваемый напор. Такие насосы относятся к низконапорным.
Чтобы удовлетворить различным требованиям условий работы насоса в скважинах (по подачам и напорам), необходимо подобрать сочетания площадей проходных сечений.
Основные фирмы-изготовители выпускают комплекты струйных насосов с набором рабочих сопел (насадок) различных размеров и несколькими (от 1 до 6) комплектами камер смешения (горловин) для каждой насадки.
Площади поперечных сечений рабочих сопел струйных насосов фирм; Kobe, National и Cuiberson изменяются в диапазоне 1,03..250,00 мм2, площадь камеры смешения этих насосов — 2,84... 1390 мм2.
Выбор соотношения размеров рабочего сопла и камеры смешения зависит от условий эксплуатации. Зарубежные фирмы наиболее часто используют струйные насосы с соотношением площадей сопла и горловины 0,235...0,400.
763
Малые габаритные размеры и возможность работы струйных насосов при прямой и обратной циркуляции рабочей жидкости позволяют применять различные конструктивные схемы скважинного оборудования.
Так, в каталогах фирмы TRIKO Industries, Inc. представлены «свободные» струйные насосы в сочетании с двумя параллельными или коаксиальными рядами НКТ, а также с НКТ, установленными на пакере. Оригинально решение, в котором струйный насос устанавливается в клапанной камере скважинного газлифтного оборудования.
Все виды струйных насосов могут эксплуатироваться в скважинах со значительным искривлением ствола и большим содержанием механических примесей и свободного газа в откачиваемой жидкости.
Струйные насосы могут применяться при освоении скважин по окончании бурения, при очистке призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин, а также при комплексном применении метода создания циклических депрессий — репрессий в сочетании с другими методами воздействия на пласт.
В СКТБ «Недра» ИваноФранковского института нефти и газа [71] с участием конструкторов Калушского завода «Карпат-нефтемаш» была разработана и усовершенствована конструкция, стационарного аппарата, которому присвоен шифр УОС-1 М. В этой конструкции не используются дефицитные цветные металлы и уплотнительные резиновые кольца, а также значительно уменьшена материалоемкость. При изготовлении аппарата данной конструкции существенно снижается трудоемкость фрезерных и токарных работ, упрощается сборка. Струйные аппараты указанных конструкций предназначены для добычи нефти или других жидкостей из скважин, а также для воздействия на пласт. Стационарный струйный аппарат УОС-ДМ состоит из корпуса, камеры смешения с технологической заглушкой, твердосплавной насадки, запрессованной в гнездо и шара. Наружный диаметр устройства уменьшен со 107 до 96 мм, длина — с 650 до 460 мм, а масса его составляет 11 кг.
Вставной струйный аппарат УЭОС-1 состоит из корпуса и эжекторного насоса. Эжектируемая из пласта жидкость поступает в камеру смешения по каналам корпуса устройства. Конструкция устройства дает возможность устанавливать и извлекать из внутрен
764
ней полости корпуса эжекторный насос, а также транспортировать его в полости НКТ диаметром не менее 73 мм. Максимальный наружный диаметр эжекторного насоса 55 мм.
Эжекторный насос включает в себя хвостовик, корпус, гнездо с запрессованной в него твердосплавной насадкой (соплом), смеситель и наконечник. Эжекторный насос гер
Рис. 3.12. Стационарный струйный аппарат УОС-1
Рнс. 3.13. Стационарный струйный аппарат УОС-ДМ
765
метизируется в корпусе устройства с помощью уплотнительных элементов, выполненных из фторопластового материала или асборезиновой смеси. Уплотнительные элементы и соединение смесителя с корпусом фиксируются соответственно гайками. Минимальный внутренний диаметр (46 мм) корпуса позволяет пропускать через него глубинные манометры диаметром до 42 мм автономно или совместно с эжекторным насосом. В последнем случае оперативно оценивается создаваемая депрессия на пласт. Соединение глубинного манометра с эжекторным насосом фиксируется посредством установочного винта.
Функциональные возможности устройства УЭОС-1 по сравнению с УОС-1 и УОС-1М расширены и позволяют изменять режим воздействия на пласт за счет быстрой замены эжекторного насоса без подъема НКТ, замерять создаваемую депрессию на пласт, вводить скважины в эксплуатацию без замены глубинного оборудования (при газлифтном способе добычи нефти) [72].
Струйный аппарат с попутными рабочими потоками УСДП-1, позволяет совмещать различные виды искусственного воздействия на пласт (кислотное, термокислотное, обработка ПАВ) с циклическим депрессионным воздействием. Применение струйного аппарата данного типа становится необходимым в том случае, когда перед созданием многократных мгновенных депрессий — репрессий необходимо создать высокое давление на пласт, а прочность обсадной колонны, исходя из расчета на внутреннее давление, не позволяет реализовать такой технологический процесс. УСДП-1 состоит из корпуса и встроенного в него эжекторного насоса. На корпусе устройства установлен запорный элемент, который выполнен в ви5н в виде дОенциальной втулки, перекрывающей каналы для выхода жидкости в затрубное пространство. Втулка фиксируется на корпусе устройства с помощью винта и гайки, а уплотнение достигается за счет колец. Конструкция запорного элемента обеспечивает надежное разобщение внутренней полости НКТ и затрубного пространства.
После создания в затрубном пространстве скважины расчетного давления втулка перемещается по корпусу устройства в крайнее нижнее положение и открываются каналы для выхода жидкости из насоса. Вследствие того, что площадь верхней торцовой части втулки больше площади ее нижней торцовой части, 766
возникает направленная вниз результирующая сила, под действием которой втулка перемещается. В гнезде выходного канала устройства установлен шаровой клапан, предназначенный для проверки пакера на герметичность в процессе проведения работ с устройством. Эжекторный насос фиксируется в корпусе пробкой. Перед началом работ по очистке призабойной зоны пласта в прямоточный канал устройства через НКТ сбрасывается шар, после установки которого в гнезде этот канал перекрывается и рабочая жидкость, подаваемая с поверхности насосными агрегатами, направляется к соплу насоса. При истечении жидкости из сопла в приемной камере устройства и соответственно под пакером создается зона пониженного давления, вследствие чего жидкость эжектируется из подпакерного пространства и создается депрессия на пласт. Смешанный поток поступает в диффузор и далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины.
Конструктивно устройство выполнено для использования в обсадных колоннах с наружным диаметром 140 мм и более. Максимальный наружный диаметр устройства (108 мм) не препятствует его свободному прохождению в выбранных колоннах. Благодаря достаточно большому внутреннему диаметру прямоточного канала — 26 мм не создаются чрезмерные гидравлические сопротивления при движении рабочей жидкости. Внутренний диаметр канала для установки струйного насоса — 42 мм дает возможность размещать насос в корпусе и демонтировать его при проведении профилактических или ремонтных работ.
Технические данные, характеризующие струйные аппараты, приведены в табл. 3.3 [72].
Следует отметить, что фактическое увеличение отборов за счет установки струйных насосов со временем повышалось.
В течение всего периода эксплуатации струйные насосы редко простаивают благодаря строгому выполнению налагаемых фирмами изготовителями ограничений по максимальной мощности привода, поддержанию в заданных пределах рабочего давления.
В настоящее время совершенствуются схемы инжекторов, повышается гибкость рабочих характеристик, расширяется область применения оборудования для эксплуатации струйных насосов.
Известны скважинные насосные установки, которые содержат инжектор и лабиринтный канал, образованный магнитны-
767
Таблица 3.3
Технические характеристики струйных аппаратов
Показатели УОС-1 УОС-1 м УСДП-1 УЭОС-1
Максимальное рабочее давление, МПа 50 50 50 50
Максимальная температура окружающей среды, °C 120 120 120 120
Рабочая жидкость Техническая вода
Внутренний диаметр
насадки, мм 6 6 6 6
камеры смешения, мм 8 8 8 8
Габаритные размеры, мм:
диаметр 107 96 108 98
длина 650 460 450 750
Масса устройства без упаковки, кг 27 11 30 24
Коэффициент эжекции при расходе рабочей жидкости 4,5 л/с 0,2 0,2 0.2 0,2
Установленная безотказная наработка, ч 200 200 200 200
Назначенный ресурс работы, ч (не менее) 700 700 700 700
Примечание. Максимальная создаваемая депрессия на пласт равна пластовому давлению.
ми кольцами, установленными на внутренней поверхности камеры смешения и наружной поверхности диффузора. При работе струйного насоса часть жидкости перетекает по лабиринтному каналу обратно в камеру смешения, проходя при этом магнитную обработку, благодаря чему снижается отложение солей, содержащихся в пластовой жидкости, на поверхности установки. Такое решение расширяет область применения струйных насосов, и увеличивает МРП работы скважины.
Наряду с тем, существует скважинная насосная установка, содержащая струйный насос и устройства для нагнетания теплоносителя, т.е. перегретого пара в продуктивный пласт скважины. Эта установка предназначена для периодической эксплуатации скважин с последующей обработкой пласта и НКТ теплоносителем. Скважина оборудована струйным насосом, рабочим, агентом в котором является пар, подаваемый с поверхности. При уменьшении дебита скважина переводится на режим
768
нагнетания пара в пласт. Для этого подача пара на некоторое время прекращается, а в затрубное пространство подается под давлением жидкость, которая обеспечивает переключение скважинного устройства. Пар перестает поступать в рабочее сопло насоса и проходит через кольцевой зазор устройства в пласт.
Перевод скважинной насосной установки на режим отбора пластовой жидкости осуществляют, поднимая колонну НКТ до упора стопорной втулки и открытия нагнетательного патрубка струйного насоса.
Наряду с рассмотренными вариантами применением струйных насосов имеются и другие области применения.
3.2.2. Поверхностное оборудование струйных насосных установок
I
Струйные аппараты спускают в скважину на расчетную глубину на колонне НКТ вместе с пакером, опрессовочным седлом, циркуляционным клапаном и фильтром-хвостовиком (рис. 3.14). Пакер при необходимости устанавливают над испытуемым пластом.
Аналогичность поверхностного (наземного) оборудования установок струйных насосов и гидропоршневых насосных установок обеспечивает быстрый перевод скважин с работы гилро-поршневого насоса на струйный насос и наоборот при изменении динамического уровня, и продуктивности пласта.
Циркуляционный клапан (рис. 3.15) располагают выше места установки струйного аппарата на одну трубу колонны НКТ, а опрессовочное гнездо над циркуляционным клапаном.
С помощью насосных агрегатов (ЦА-320, ЦА-400,4АН-700 и др.), установленных непосредственно на устье скважины, рабочая жидкость подается по колонне НКТ к струйному насосу. Вытекая с большой скоростью (200...280 м/с) из насадки и эжектора, рабочая жидкость инжектирует жидкость из подпакерной зоны. В камере смешения струйного насоса происходят энергообмен между потоками рабочей и инжектируемой жидкостей и выравнивание профилей скорости по сечению камеры смешения. Смешанный поток поступает в диффузор, где кинетическая энергия преобразуется в потенциальную энергию статического дав-
49 Ивановский
769
1 — нижний пакер, 2 — обратный клапан, 3 — гидропоршневой или струйный насосный агрегат, 4 — седло, 5— наконечник с пакером, 6 — эксплуатационная колонна труб, 7 — четырехходовой клапан, 8 — силовой плунжерный насос триплекс, 9 — трехфазный сепаратор, 10 — циркуляционный насос, 11 — гид-роциклонные очистители, 12— контрольный клапан, регулятор потока
ления Жидкость, выходящая их диффузора струйного насоса, движется к устью скважины по затрубному пространству
Устройства УОС-1 (У0С-1М), УЭОС-1, УСДП-1 применяются для создания длительно действующей на пласт депрессии, а также для воздействия на пласт в режиме
Струйные аппараты УЭОС-1 и УСДП-1 позволяют закачать кислоту в ПЗП, а затем откачать из пласта, в технологически установлен-
770
Рис. 3.15. Циркуляционный клапан:
/ — корпус, 2— втулка, 3 — уплотнительное кольцо, 4 — шар, 5 — упорное кольцо, 6 — штифт депрессия — репрессия
ное время, продукты реакции кислоты с породой с последующим циклическим воздействием на ПЗП путем создания многократных депрессий — репрессий.
Струйные, насосы УОС-1 (УОС-1 М), УСДП-1 и корпус вставного аппарата УЭОС-1 устанавливаются на колонне НКТ. Вставная часть УЭОС-1 доставляется к месту установки корпуса под действием силы собственной массы и после выполнения технологических операций извлекается на поверхность с помощью каната. Установленный в
нижней ее части глубинный манометр
фиксирует снижение давления и числа цикуюв депрессии — реп
рессии в течение, всего технологического процесса.
Применение УСДП-1 позволяет проверять герметичность пакера но только в начальный период, но и в любой момент технологического процесса, а благодаря попутному движению рабочей, инжектируемой и смешанной жидкостей уменьшаются потери давления в рабочих органах аппарата
Гидродинамический испытатель УГКП-1 спускают на каротажном кабеле внутрь колонны НКТ до места его установки в корпусе. При этом наличие датчика давления и установленного в нижней части испытателя регулируемого обратного клапана позволяет передавать по кабелю на наземный осциллограф кривые притока и кривые восстановления давления (КВД) либо сведения о давлении на пласт при воздействии на него многократными депрессиями — репрессиями. Возможность получения КВД непосредственно на устье скважины до и после технологического воздействия на ПЗП многократными депрессиями — репрессиями либо другими методами (кислота, 11ЛВ, топло, ультразвук и т.п ) позволяет оценивать изменение филь
771
трационных свойств пород в призабойной зоне и степень их очистки.
Таким образом, вся гамма струйных аппаратов позволяет создавать депрессию на пласт, обеспечивать выдержку во времени на приток при заданной депрессии и также быстро восстанавливать гидростатическое давление на пласт. Под понятием быстро подразумевается снижение давления в камере инжекции от гидростатического до вакуума за время от нескольких секунд до 1..2 мин.
Струйные насосы могут применяться при освоении скважин по окончании бурения, при очистке ПЗП добывающих и нагнетательных скважин, а также при комплексном применении метода создания циклических депрессий — репрессий в сочетании с другими методами воздействия на пласт.
Жидкостно-газовые эжекторы могут применяться в различных областях техники, в том числе в нефтегазодобывающей промышленности для утилизации низконапорных газов, для перекачки и компримирования попутных нефтяных газов в нефтепромысловой системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Изотермический коэффициент полезного действия ЭЖГ 0,4 достигнут за счет оптимизации геометрических параметров.
Применение струйных насосов наиболее рационально в наклонно направленных скважинах и скважинах со значительным содержанием в продукции коррозионно-активных веществ, механических примесей, при средней глубине динамического уровня (до 1500 м) и из скважин со средними и высокими дебитами.
К недостаткам струйных насосов можно относительно отнести низкий КПД, необходимость погружения насосов на большую глубину (не менее 20 % от динамического уровня в скважине), уменьшение подачи насоса при откачке жидкости с большим, содержанием свободного газа.
Направлениями развития этого вида оборудования являются повышение энергетических показателей струйных насосов, обеспечение автоматического перехода с режима на режим при изменении условий эксплуатации, создание струйных насосов для работы на многофазных смесях в многопластовых скважинах.
772
3.3. СКВАЖИННЫЕ ГИДРОШТАНГОВЫЕ
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Гидроштанговые насосные установки также как и гидропоршневки установки относятся к разряду гидропривод-ных насосных установок, в которых передача энергии с устья скважины к скважинному насосу выполняется через столбы жидкости в трубах. Гидроштанговая насосная установка — это объемный гидропривод скважинного прямодействующего возвратно-поступательного плунжерного или поршневого насоса. Рабочий ход плунжерной группы выполняется под действием избыточного давления в гидроштанге, а возвратный ход — гидравлическим, механическим — грузовым, пневматическим и комбинированным способами. В отличие от гидропоршневых насосов в конструкциях этих насосов золотниковое распределительное устройство располагается в поверхностном силовом насосном блоке.
3.3.1. Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей
Простота принципиальных схем скважинных плунжерных и поршневых насосов с передачей энергии к поршню гидродвигателя посредством так называемой «гидравлической штанги» давно привлекает внимание конструкторов и изобретателей. Понятие «гидроштанга» подразумевает по аналогии со штанговой колонной СШНУ циклическую передачу энергии сжатием жидкости в колонне НКТ и в кольцевом пространстве. Столб жидкости выполняет роль штанговой колонны, но не стальной, а гидравлической. Впервые подобный принцип привода скважинного насоса был предложен в США. Некоторые схемы гидроштановых насосов приведены на рис. 3.16.
В 1946 г. был разработан отечественный гидроштанговый насос, в результате испытаний которого в скважине объединения «Укрнефть» была подтверждена принципиальная работоспособность схемы насоса.
Затем Федотовым К. В., Пелевиным Л. А., Ростэ 3. А. и другими были начаты работы над схемой и конструкцией установки гидроштангового насоса типа.
773
Рис. 3.16. Схемы установок гидроштанговых насосов для добычи нефти:
а — БашНИПИнефть: / — пакер, 2 — скважинный насос, 3 — сливной клапан, 4— скважина, 5 — насосно-компрессорные трубы, 6 — управляемый клапан, 7— электроконтактный манометр, 8 — силовой насос, 9 — мерник; в — ТатНИПИнефть: 1 — промысловый трубопровод, 2 — силовой трубопровод, 3 — регулятор уровня, 4 — емкость с рабочей жидкостью, 5 — реверсивный гидропривод; 6 — силовой реверсивный насос, 7— уплотнитель, 8 — колонна полых штанг, 9 — нагнетательный клапан, 10 — уплотнение, 11 — поршень насоса, 12— цилиндр, 13— подпоршневая полость, 14 — всасывающий клапан, 15 — насосно-компрессорные трубы, 16— нагнетательная полость, 17— канал, 18— полость колонный хруб; г — Гипротюменнефтегаз: / — силовой насос, 2— шлипсовой захват, 3 — колонна труб, 4 — нагнетательный клапан, 5 — плунжер, 6 — возвратная пружина, 7 — цилиндр, 8 — всасывающий клапан
БГН-Ф. Испытания этого насоса проводились на нефтепромыслах НПУ «Туймазанефть». Первые испытания ограничивались проверкой работоспособности скважинного насосного агрегата от передвижного силового насосного агрегата. Управление
774
потоком рабочей жидкости производилось ручным подключением и отключением давления к гидроприводу. Скважинный насосный агрегат был спущен в скважину на глубину 500 м на насоснокомпрессорных трубах диаметром 62 мм и установлен на пакер ПГН-6. К насосу был прикреплен хвостовик длиной 100 м из тех же насосно-компрессорных труб, но, как показали исследования, такая подвеска (1000 кг) расслабляла затяжку переводников цилиндрических втулок на кожухе насоса и втулки цилиндра смещались. Нарушилось движение плунжеров в цилиндровых втулках.
При непосредственной посадке глубинного насоса на пакер без хвостовика смещение втулок не наблюдалось. С подключением и отключением давления к гидроштанге скважинный насос вступал в работу. После такой проверки работы глубинного насоса от передвижного в силового насосного агрегата в механических мастерских была изготовлена упрощенная система управления так называемая гидроэлектрическая система. В качестве силового насоса был применен насос НС-1-150.
Вся установка — скважинный насос, гидроэлектрическая система управления (золотники), расположенная вблизи силового насоса, и силовой насос — была испытана с целью выяснения ее работоспособности.
Затем, после изготовления гидравлической системы управления в заводских условиях, испытания насосной установки продолжались на скважине 706 НПУ «Туймазанефть». Скважинный насос был спущен на глубину 500 м и установлен на пакере типа ПГН-б. Непосредственно над скважинным насосным агрегатом был установлен маслозатвор, обеспечивающий работу скважинного насоса со стороны высокого давления в масляной среде. Выше маслозатвора (до устья скважины) насосно-компрессорные трубы были заполнены обычной водой, которая использовалась в гидроприводе в качестве рабочей жидкости. С целью предупреждения попадания в скважинный насос взвесей, содержащихся в воде, в конструкции маслозатвора предусмотрен хвостовик-отстойник.
Поверхностный агрегат установки, состоящий из силового насоса НС-1-150, гидравлической системы управления и бака емкостью 0,4 м3, был смонтирован на расстоянии 25 м от скважины и связан со скважинными насосно-компрессорными трубами наземным трубопроводом.
775
Поверхностное оборудование до устья скважины было заполнено маслом AM Г-10, не застывающим при низких температурах.
Испытание гидроштангового насоса проводилось без гидропневмоаккумулятора, а затем для выравнивания режима работы силового насоса был подключен гидропневмоаккумулятор.
С учетом КПД силового насоса = 0,85 общий КПД установки будет т) = 0,6. В НПУ «Туймазанефть» в той же скважине проводились испытания глубинного насоса с длиной хода поршневой группы S = 10 м Результаты промысловых испытаний совпадают с теоретическими расчетами. В данной установке рабочая жидкость находится в замкнутом контуре.
При этом в пределах ствола скважины насосно-компрессорные трубы заполняются водой с высокими кинетическими и динамическими свойствами (по сравнению с нефтью). В пределах рабочей зоны поверхностного оборудования используются соответствующие масла, обладающие хорошими смазывающими свойствами и не застывающие в зимних условиях.
В качестве силового насоса на поверхности применялся гря-зевый насос 12-Гр.
В табл. 3.4 приведены результаты промысловых испытаний гидроштангового насоса в сопоставлении с данными, полученными при работе станка-качалки.
Рабочее давление силового поверхностного насоса 12-Гр находилось в пределах 1,8—2,2 МПа и определялось расчетным путем.
На основании визуальной оценки работы установки и обработки замеров, произведенных в процессе испытаний, был сделан вывод, что работоспособность скважинного насоса и гидравлической системы управления, как в отдельности, так и в комплексе устойчивая и отвечает требованиям эксплуатации нефтяных скважин.
Технические показатели работы установки характеризуются следующими данными. При работе установки без гидропневмоаккумулятора скважинный насос совершал два хода в минуту при рабочем давлении в гидросистеме Р — 4,0 МПа.
С применением гидропневмоаккумулятора при том же рабочем давлении скважинный насос совершал три хода в минуту с подачей 15 м3/сут. С тем же гидропневмоаккумулятором, но при рабочем давлении 6,5 МПа, насос с подачей 25 т/сут нефти совершал пять ходов в минуту.
776
Таблица 3 4
Параметр СШНУ СГНШУ
Диаметр, мм
обсадной колонны 130 130
подъемных труб 73 73
Тип привода СКН-10 12-ГР
Тип скважинного насоса НСН 2-32 НСН 2-93/32
Глубина спуска насоса, м 1261 1325
Длина хода плунжера, м 1,5 2,5
Число циклов, мин 1 5,5 2,6
Рабочее давление силового насоса, м’/сут — 1,8-2,2
Устьевое давление, МПа 0,8 1,0
Коэффициент подачи насоса 0.63 0,94
Уровень, м
статический 368 368
динамический 581 623
Плотность, кг/м3
нефти 910 910
тяжелой жидкости — 1190
Объем тяжелой жидкости, м3 — 6,5
Высота столба тяжелой жидкости, м — 700
Масса плунжерной группы, Н — 500
Непосредственные замеры и расчеты отдельных циклов рабочего хода поршней скважинного насоса показали, что время закачки силовой жидкости к скважинному насосу составляет 20—22 с. при подаче силовой жидкости 8,3x10 м/с. Избыток подачи насоса циркулировал в системе через байпасную линию.
Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф приведены в табл. 3.5.
Согласно опубликованным данным, КПД установки составляет ц = 0,48 при вышеперечисленных параметрах скважины, насоса и диаметрах насосного и двигательного цилиндров 0,076 и 0,080 м.
По материалам других работ КПД насоса достигает ц = 0,64. На КПД скважинного насоса резко повлияло несоответствие объема насосно-компрессорных труб объему гидравлической
777
оо
Таблица 3.5
Параметры работы гидроштангового насоса БГН-Ф
Время подъема давления в системе до рабочего давления, с Время излияния нефти из скважины, с Время подъема рабочего давления до давления переключения, с Время подъема поршня, с Время действия рабочего давления, с Время полного цикла, с Давление настройки на переключение, с
4 13 Без п 4 щроаккумуля 8 тора 18 32 6,5(4,2)
4 13 4 8 18 32 6,5(4,2)
4,5 13 4 8 18 33 6,5(4,2)
5 13 4 8 18 34 6,5(4,2)
4 С гид 1 роаккумулятс 10 эром 18 4,0—6,5
— 4 1 10 — 19 4,0—6,5
— 4 1 10 — 18 4,0-6,5
— 4 1 10 — 18 4,0-6,5
штанги (И = 3-10-3м3); при работе насоса, что обусловило большой объем деформации жидкости за счет ее сжимаемости. В пересчете на насосно-компрессорные трубы диаметром £>11н = 40 мм при длине хода поршней насоса 5 = 10 м КПД скважинного насоса может достигать ц = 0,7.
3.3.2. Схемы поверхностного оборудования скважинных гидроштанговых установок
Поверхностное оборудование УГШН включает в себя силовые насосы, золотники распределители, блоки разделителей жидкости и другое оборудование.
Рассмотрим компоновку оборудования на примере одной из схем разработанной в ГАНГ им. И. М. Губкина группой ученых и конструкторов под руководством Чичерова Л. Г.
Схема установки (рис. 3.17) гидроштангового насоса состоит из блоков поверхностного и скважинного оборудования, соединенных линиями коммуникаций. В комплект скважинного оборудования входят два ряда насосно-компрессорных труб, расположенных концентрично.
Скважинный насосный агрегат состоит из двух обычных штанговых насосов разных диаметров, соединенных между собой. В нижней части цилиндра насоса 5 имеются окна для прохода жидкости. Плунжеры 4 и 6 насосов 2 и 5 жестко соединены полым штоком. Верхний насос 5 с плунжером 6 представляет собой двигательную часть гидроштангового насоса, а нижний насос 2 с плунжером 4, всасывающим 1 и нагнетательным 3 клапанами представляет собой собственно насос для отбора нефти из скважины.
Устье скважины оборудуется специальной арматурой или стандартным устьевым сальником СУС-42 и соединяется линиями коммуникаций с блоком разделителей 10 и II жидких фаз и с клапаном-отсекателем 12.
В поверхностное оборудование входят два блока — силовой насосный и блок разделителей.
Силовой насосный блок состоит из насоса 16 с приводом, масляного бака 17, предохранительного клапана 18, регулятора потока 19, пневмокомпенсатора 15, электроуправляемого золотника-распределителя 14, реле давления.
779
13 14
Рис. 3.17. Схема установки гидроштангового насоса УГШН-5-15-1000 разработки ГАНГ им. И. М. Губкина
1 — всасывающим клапан, 2 — цилиндр насосный, 3 — нагнетательный клапан, 4 — плунжер насоса, 5 — цилиндр двигательный, б — плунжер, 7 — насосно-компрессорньх трубы, 8 — гидроштанга труба, 9 — насос компснсацл утечек, 10 — разделитель вода — масло, 11 — разделитель нефть — масло, 12 — клапан-отсекатель, 13 и 20 — реле давления, 14 — золотник-распределитель, 75— пневмоаккумулятор, 16 — силовой насос, 17 — емкость с маслом, 18 — перепускной клапан, 19— регулятор потока
780
Блок разделителей 10 и 11 состоит из двух шаровых сосудов, верхняя и нижняя полость каждого из них разделена нефтемаслостойкой эластичной резиновой диафрагмой. Диафрагма предотвращает проникновение жидкости из одной полости в другую. В верхней полости разделителя 11 находится откачиваемая нефть, а в разделителе 10 находится техническая вода. В нижних полостях обоих разделителей находится масло, как впрочем и во всем поверхностном оборудовании, которое работает в масляной среде, поступающей из бака 17. Кроме этого, в этом блоке установлен насос 9 системы компенсации утечек (СКУ) с приводом и емкостью для воды. Насос СКУ предназначен для восполнения объема жидкости, которая в процессе работы протекает через неплотности в резьбовых соединениях насосно-компрессорных труб и в плунжерной группе скважинного агрегата.
Установка гидроштангового насоса работает следующим образом. Поверхностный силовой насос 16 отбирает масло из приемного бака и подает по нагнетательной линии к золотнику-распределителю.
В это время золотник находится в крайнем правом положении, т.е. поток масла проходит по диагональным каналам золотника. При этом масло поступает в нижнюю полость разделителя 10, давление передается через эластичную диафрагму на гидроштангу в колонне труб 7и на подплунжерную часть плунжера 6. По достижении давления, необходимого для хода плунжерной группы вверх, начинается движение плунжерной группы и вытеснение нефти из цилиндров насоса в гидроштангу, затем через открытый клапан-отсекатель в промысловую систему сбора нефти. Клапан-отсекатель 12 гидроуправляемый, работает от действия давления масла в магистрали гидрокоммуникаций насосного блока и отзывается только при ходе плунжерной группы вверх.
При ходе плунжерной группы вверх некоторая, часть масла вытесняется из разделителя 17 через золотник в приемный масляный бак.
Кроме того, при ходе плунжерной группы вверх происходит всасывание или заполнение нефтью из скважины полости нижнего насосного цилиндра 2 через открытый всасывающий клапан 7
По достижении плунжерной группой крайнего верхнего положения происходит торможение и остановка, при этом в поверхностной системе возрастает давление. На повышение давле
781
ния реагирует предварительно настроенное реле давления 20, которое переключает золотник-распределитель в крайнее левое положение Масло поступает по прямым каналам золотника в нижнюю полость разделителя 17, затем давление передается через диафрагму на гидроштангу труб 8. Клапан-отсекатель в это время закрыт. Плунжерная группа движется вниз, происходит переток нефти через открытый клапан из нижнего цилиндра в верхний. Из межплунжерной полости техническая вода вытесняется через окна в цилиндре по насосно-компрессорным трубам на поверхность в разделитель 10. Масло из разделителя вытесняется через золотник в масляный бак. По достижении плунжерной группой крайнего нижнего положения происходит торможение, остановка, в гидросистеме возрастает давление, срабатывает реле давления 13 и переключает золотник в предыдущее положение.
Таким образом, весь процесс возвратно-поступательного движения плунжерной группы периодически повторяется.
Частота циклов движения плунжерной группы регулируется скоростью подачи масла с помощью регулятора потока 19. В Гидросистеме имеется перепускной предохранительный клапан 18, защищающий установку от аварийных перегрузок. Кроме того, гидросистема оборудована пневмокомпенсатором 15, который предназначен для сглаживания гидравлических ударов в системе в момент переключения золотника-распределителя. Насос 9 системы компенсации утечек работает периодически по сигналу от специальных датчиков утечек или по сигналу от реле времени, в зависимости от расчетного значения объема утечек жидкости из гидроштанги 8 в колонне насосно-компрессорных труб.
Давление, необходимое для выполнения хода плунжерной группы вверх или вниз, предварительно определяется расчетным путем. При сочленении нескольких насосных цилиндров в секции можно достичь значительных длин хода плунжера.
Основное преимущество данной схемы заключается в том, что установка позволяет плавно изменять подачу скважинного насоса путем регулирования подачи рабочей жидкости регулятором потока. Кроме того, имеется возможность подачи в скважину химических реагентов для борьбы с отложениями солей и парафина. Изучение влияния фактора искривления ствола скважины на эффективность работы системы показало, что преоб
782
ладающим фактором в этом случае становится увеличение времени обратного хода. Этот фактор может быть преодолен путем увеличения массы движущейся части скважинного агрегата. Расчеты показывают, что предельный угол наклона скважины на глубине установки насоса может достигать 45°, а кривизна ствола скважины выше места установки скважинного агрегата не имеет существенного влияния на эффективность работы всей установки в целом.
Поверхностное силовое насосное оборудование расположено в блок-боксе, имеет небольшие размеры и массу, не требует сооружения специального фундамента, что дает возможность достигать высокой транспортабельности и удобства монтажа оборудования.
На промыслах объединения «Татнефть» проводились промысловые испытания установки гидроштангового насоса, разработанной в ГАНГ им. И. М. Губкина.
При разработке этой установки были учтены все достоинства и недостатки известных современных отечественных и зарубежных конструкций гидроштанговых насосов. Скважинный насосный агрегат состоит из двух вставных безвтулочных скважинных насосов разных диаметров — НСВ2-56 и НСВ2-32. Плунжеры этих насосов соединены полым штоком диаметром 28 мм. Схема скважинного насосного агрегата гиштанговой установки представлена на рис. 3.18. Скважинный насосный агрегат снабжен верхним и нижним тормозными устройствами, фильтром в нижней части насоса и шламоуловителем в верхней части. Шламоуловитель предотвращает попадание окалины и мусора из насосно-компрессорных труб в цилиндре верхнего насоса и клапаны насоса.
Кроме того, в конструкции насоса имеется телескопический компенсатор относительных перемещений колонн труб за счет их удлинения от действия давления жидкости. Для испытаний гидроштангового насоса была подобрана одна из скважин Северо-Альметьевской площади со значительным углом отклонения от вертикали ствола.
Величина кривизны ствола скважины в месте установки насоса достигала 67°45’, а максимальная кривизна ствола (69°45’) была на глубине 900 м. Кривизна ствола скважины НГДУ «Аль-метьевнефть» приведена ниже (табл. 3.6).
783
Рис. 3.18. Схема скважинного агрегата гцдроштанговой установки
ГАНГ им И. М. Губкина
1 — полые штанги диаметром 42—35 мм; 2 — НКТ диаметром 89—76 мм; 3 — полость полых штанг, гидроштанга, 4 — полость НКТ, гидроштанга, 5 — кожух цилиндра насоса НСВ2-56, 6 — полость цилиндра насоса НСВ2-56, 7— полость цилиндра насоса НСВ2-32; 8 — приемный клапан; 9 — плунжер диаметром 56 мм, 10 — плунжер диаметром 32 мм; 11 — нагнетательный клапан; 12 — шламоу-ловитель; 13 — переводник замковой опоры; 14 — фильтр; 75, 16 — втулки; 17 и 18 — гайки ограничительные; 19— гайка-переводник; 20— направляющий конус
Эта скважина с осложненными условиями эксплуатации была подобрана намеренно с целью проверки возможности использования ГШНУ при эксплуатации наклонно направленных скважин со значительным отклонением от вертикали.
До проведения промысловых испытаний гидроштангового насоса добыча нефти из этой скважины осуществлялась скважинным штанговым насосом НГН2-43, станком-качалкой СКб при периодическом режиме работы насоса (21ч — ожидание притока, 3 ч — работа насоса). По данным замеров подача составляла 2,2 м3/сут.
Скважинный гидроштанговый насос был спущен на полых насосных штангах (42—35 мм) внутрь колонны насосно-компрессорных труб (89—76 мм) и установлен в замковой опоре насоса НСВ2-32 на глубине 1100 м. Для обеспечения герметичности колони труб все резьбовые соединения перед сборкой
784
Таблица 3.6
Глубина, м 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
Отклонение 67’30’ 67’45’ 64’30' 61° 58°30' 55’45' 53° 50’30'
Глубина, м 100 200 300 400 500 600 700 800
Отклонение 4’33' 18’15' 23’15' 36° 49’45' 68’7 69° 69°45’
были обработаны специальной графитовой герметизирующей пастой. После монтажа насоса в замковой опоре было установлено, что посадка в опоре не обеспечена, поэтому полная посадка в опору и герметизация были достигнуты путем гидравлического воздействия на центральную колонну труб. После этого насосный агрегат был надежно зафиксирован и полости труб загерметизированы.
На устье скважины колонна насосно-компрессорных труб и полых насосных штанг была оборудована стандартным устьевым сальником СУС-42 для полых насосных штанг, затем была подключена через линии коммуникации к поверхностному силовому насосному блоку. Насосный блок был установлен на расстоянии 20 м от устья.
Силовой насосный блок до монтажа на скважине предварительно был опробован в мастерских в стендовом режиме [73].
На стенде были испытаны различные типы гидрораспределителей, определены перепады давления в гидромаслоразделите-лях, отлажена и испытана система управления установкой и система компенсации утечек, кроме этого, было спрессовано поверхностное оборудование и исследованы некоторые энергетические показатели установки.
После обвязки устья и поверхностного силового насосного оборудования установка была запущена в работу. Частоту двойных ходов плунжерной группы изменяли путем регулирования потока рабочей жидкости дроссельными устройствами или регуляторами потока. В качестве рабочей жидкости было использовано индустриальное масло И-20, ГОСТ 1707-51. Частоту цикла работы насоса изменяли в процессе испытаний в пределах от 1 до 3,5 в минуту.
Промысловые испытания установки гидроштангового насоса включали следующие этапы:
50 Ивановский
785
• опрессовку наземного оборудования и линий коммуникаций шестеренным маслонасосом TGL А-100;
• настройку и проверку аварийной защиты установки по давлению и току;
• настройку и проверку взаимодействия узлов гидроаппаратуры и скважинного насосного агрегата;
• проверку регулировочных устройств;
• работу установки гидроштангового насоса на различных режимах с различными системами управления;
• исследование работы установки на различных энергетических режимах;
• регистрацию рабочих параметров насосной установки с помощью современной электронной тензометрической аппаратуры;
• исследование рабочего процесса гидроштангового насоса. В процессе испытаний гидроштангового насоса был выполнен полный комплекс научно-исследовательских работ по изучению рабочего процесса, работоспособности насосной установки и отдельных узлов гидроаппаратуры. При проведении испытаний установка запускалась и работала с включением в линию нагнетания пневмокомпенсатора и при отключенном пневмокомпенсаторе.
При отключенном пневмокомпенсаторе в момент реверсирования потоков рабочей жидкости гидрораспределителем во всей гидросистеме наблюдался значительный гидравлический удар. При подключении к гидросистеме пневмокомпенсатора гидравлические удары были устранены.
В поверхностном силовом насосном блоке предусмотрена система компенсации утечек (СКУ) воды в колонне насоснокомпрессорных труб. В состав СКУ входит один дозаторный моноблочный насос НД-КХУ63.
Технические характеристики СКУ
Подача, л/ч.................................... 100
Предельное давление, МПа........................6,3
Число двойных ходов в мин......................76,7
Мощность электродвигателя ВАО-21-4У-2, кВт...... 1,1
Частот» вращения вала двигателя, об/мин........1410
Масса, кг.......................................102
786
Автоматическое переключение золотника-распределителя выполнялось с помощью различных систем управления рабочего процесса по сигналам от предварительно настроенных реле давления и реле времени, а также по сигналу от электро контактных манометров.
Технические характеристики установки УГШН-5-15-1000
Диаметры колонн труб, мм: эксплуатационной..............................146—126
внешней..................................... 89—76
внутренней.................................. 42—35
Глубина спуска насоса, м ......................... 1100
Тип насоса: скважинного..................................... НСВ2
поверхностного...........................TGZ.A-100
Кривизна ствола скважины....................4°—69°54'
Необходимое давление силового насоса для хода, МПа вверх.........................................3,2—4,8
вниз...................................... 1,8—2,5
Время цикла, с...................................25—30
Ходов в мин..................................... 1—3,5
Длина хода плунжерной группы, мм................. 3700
Подача скважинного насоса (в среднем), м/сут......8,64
Динамический уровень, м............................700
Габариты поверхностного блока, м...............3.5Х2Х2
Масса, кг........................................ 2000
При исследовании процесса проводилась регистрация рабочих параметров установки с помощью шлейфового осциллографа Н-117/1.
Осциллограмма рабочего процесса установки гидроштангового насоса, приведенная на рис. 3.19 была получена в первый год испытания насоса в скважине. Подробное исследование осциллограммы позволило установить следующее.
787
Рис. 3.19. Осциллограмма рабочего процесса гидроштангового насоса
[ — переключение распределителя;
II — сжатие гидроштанги кольцевого сечения
Переключение золотника-распределителя происходит в течение времени /пср = 0,2—1 с, что наглядно можно наблюдать в интервале времени от 14 до 15 с при переключении с хода вверх на ход вниз и в интервале от 24 до 25 с при переключении с хода вниз на ход вверх. По осциллограмме нарастание давления на ту же величину происходит в течение 0,9—1,2 с. Затем наступает период сжатия гидравлического столба жидкости. Предварительно проведенные исследования и расчеты показывают, что время сжатия гидроштанги находится в пределах 1—6 с. Исходя из осциллограммы можно утверждать, что время сжатия гидроштанги 1—4 с при ходе ПГ вверх и 1—2 с при обратном ходе вниз.
По окончании процесса сжатия и достижении давления, необходимого для начала движения, ПГ страгивается из состояния покоя из крайне нижнего положения. По осциллограмме это происходит в момент времени t — 4,5 с при давлении в гидросистеме Р — 2,5 МПа.
В момент времени t — 10,5 с, т.е. через 6 с после начала движения, ПГ останавливается в специальном тормозном устройстве, а в гидросистеме продолжает нарастать давление жидкости до величины давления настройки реле, которое в момент времени t = 14 с подает сигнал на переключение золотника-распределителя. Золотник при переключении (в среднем своем положении) соединяет между собой обе гидроштанги. Этим выз
788
вано резкое возрастание давления. Затем начинается обратный ход ПГ, которая разгоняется и движется с некоторым ускорением. Подробный анализ осциллограммы показал, что после начала движения вниз ПГ движется под действием давления, создаваемого силовым насосом до момента времени t = 16 с (т.е. в течение 1,2 с), а далее с ускорением, несколько опережая подачу жидкости в гидроштангу. Это наглядно можно наблюдать в интервале времени от 16 до 18 с по некоторому падению давления на поверхности, зарегистрированному на осциллограмме. Затем ПГ останавливается, происходит резкое возрастание давления и переключение золотника-распределителя. Далее весь процесс повторяется.
Таким образом, расчетные параметры гидроштангового насоса вполне сопоставимы с данными, полученными при проведении экспериментальных исследований в промысловых условиях.
Во время промысловых испытаний на установке проводились также экспериментальные исследования различных систем управления с целью получения циклограмм рабочего процесса СГШНУ при различных системах управления, определения влияния параметров настройки систем управления на работу СГШНУ и оптимизации системы управления работой СГШНУ при введении различных конструктивных и технологических изменений.
На первом этапе проводились исследования со следящей системой управления. Была разработана электрогидравлическая следящая система управления, позволявшая регистрировать с помощью датчиков давления или электроконтактных манометров возмущения в гидроштанге, возникающие при остановках плунжера в крайних положениях.
На представленных осциллограммах были видны гидроудары, соответствующие остановке поршня в крайних положениях во время t — 24 с.
Данная система управления показала хорошую работоспособность, однако она не лишена и существенного недостатка, который должен быть в будущем учтен при проектировании установок с подобной системой управления.
Использование следящей системы управления при наличии в установке двух гидроштанг приводит к тому, что в момент переключения происходит частичный переброс давления в гидроштангах и в результате этого датчик давления, установленный
789
на меньшую величину, срабатывает. Это влечет за собой повторное переключение, вследствие чего установка начинает работать в аварийном режиме автоколебаний.
Затем была испытана детерминированная система управления с использованием реле времени, с помощью которой удалось избежать работы установки в режиме автоколебаний. Но при использовании системы управления данного типа возникают дополнительные трудности в настройке, если нет предварительно снятой осциллограммы работы установки. Это связано с трудностями точного подсчета времени цикла, так как во время работы установки ПГ в разных циклах достигает крайних положений не в одно и то же время, на которое детерминированная система управления реагировать не может.
Детерминированная система управления с использованием реле времени может более успешно применяться в установках такого типа. Одним из существенных ее преимуществ является простота конструкции и эксплуатации.
После полного анализа результатов испытаний следящей и детерминированной систем управления была разработана комбинированная система управления, назначение которой улавливать с помощью датчиков давления возмущения в гидроштанге, свидетельствующие о начале движения ПГ, после чего передавать сигнал на реле времени для отслеживания установившегося движения до крайнего положения.
Гидроштанговая насосная установка по схеме, разработанной в ГАНГ им. И. М. Губкина, была изготовлена и прошла промысловые испытания, которые доказали ее работоспособность и подтвердили теоретически полученные рабочие характеристики.
Одна из конструкций гидроштанговых насосных установок на основе схемы ГАНГ им. И. М. Губкина была изготовлена и реализована на заводе «Нефтемаш» в г. Тюмени. Установка гидроштангового насоса состоит из поверхностного и скважинного оборудования, соединенных линиями коммуникаций.
Преимущество данной установки заключается в том, что установка позволяет плавно изменять подачу скважинного насоса путем регулирования подачи рабочей жидкости с помощью регулятора потока.
Гидроштанговая установка позволяет эксплуатировать скважины малых и средних дебитов со значительной кривизной ство
790
ла, где применение штанговых насосов и ЭЦН практически невозможно. Так, по данным АО «Нижневартовскнефтегаз» количество малодебитных скважин (до 25 м3/сут) составляет около 40 % от общего числа эксплуатируемых скважин и их количество увеличивается.
3.3.3. Некоторые теоретические и расчетные зависимости рабочего процесса гидроштангового насоса
Рабочее давление силового поверхностного насоса определяется по следующей зависимости
D Н . . Gnr Н -На
сн_10(Рт рдж)‘£ /д_/н + 10(/д_Л)Р-^’
(3.9)
где Рт — давление силового насоса; Н — глубина спуска насоса; Н — динамический уровень; рт — плотность тяжелой жидкости; рдж — плотность добываемой жидкости; Gnr — масса плунжерной группы; /н, f — площади поперечного сечения плунжеров насоса и двигателя.
Подъемная сила скважинного гидроштангового насоса 970-1935 Н при давлении, необходимом для осуществления хода плунжерной группы вниз, от 1,8—2,2 до 3,8 МПа.
Несмотря на уменьшение числа циклов работы установки гидроштангового насоса по сравнению со станком-качалкой коэффициент подачи увеличивается в 1,5 раза, причем отношение величин и и 5 равно 0,8.
Для определения влияния увеличения длины хода плунжерной группы на эффективность установки была выполнена серия оптимизационных расчетов гидродинамических и энергетических параметров рабочего процесса.
При анализе результатов расчетов было установлено, что наиболее интенсивное увеличение коэффициента полезного действия Лц = 11 — 14 % наблюдается при увеличении длины хода плунжерной группы от 4 до 12 м. При дальнейшем увеличении длины хода от 12 м и далее интенсивность нарастания КПД снижа
791
ется в 2—3 раза, Ат, = 0,03—0,07, а дальнейшее увеличение длины хода приводит к прямолинейности линии. На рис. 3.20 показаны зависимости коэффициента полезного действия установки и подачи скважинного агрегата от длины хода, плунжерной группы при различных глубинах спуска насоса.
На рис. 3.21 приведены графики изменения коэффициентов потерь мощности привода на сжатие жидкости и потерь мощности на преодоление гидравлического трения жидкости от длины хода плунжерной группы. Анализ полученных зависимостей показал, что наиболее существенное снижение потерь мощности привода на сжатие жидкости АЛТ = 0,05—4,19 достигается при увеличении длины хода плунжерной группы в интервале от 4 до 12 м, а далее при увеличении длины значительно снижается и составляет АКс = 0,01—0,08.
При этом установлено, что коэффициент потерь мощности привода на сжатие жидкости существенно изменяется в зависимости от глубины спуска насоса, причем с увеличением глубины спуска от 500 до 2000 м интенсивность снижения коэффициента потерь мощности возрастает от 0,06 до 0,19. Из вышеизложенного следует, что для снижения потерь мощности привода на сжатие жидкости в гидроштангах необходимо довести длину хода плунжерной группы до 5= 9—12 м, а дальнейшее увеличение длины хода не обеспечивает значительного повышения эффективности установки. Это подтверждает ранее полученные выводы и расчетные данные. Использование стандартных скважинных штанговых насосов позволяет доступными средствами изготовить и собрать скважинный агрегат с длиной хода 5 = 9 м, а так как длина безвтулоч-ного цилиндра стандартного насоса S= 5,5 м, то агрегат собирается из двух двигательных и двух насосных цилиндров.
Рост коэффициента гидравлических потерь при увеличении длины хода плунжерной группы в вышеприведенном интервале имеет меньшую интенсивность, чем коэффициент потерь мощности на сжатие.
При энергических исследованиях рабочего процесса было проанализировано изменение коэффициента полезного действия установки от глубины спуска насоса. При этом было выявлено, что для установок с большими длинами ходов (от 5 = 9 м и выше) характерно незначительное снижение эффективности на 0,5—0,11 при увеличении глубины спуска от 500 до 1500—3000 м.
792
Рис. 3.20. Графики зависимости КПД и подачи насоса от длины хода плунжерной группы для D/d = 56/32, НКТ 89/42 мм, Q - 0,001 м3/с: а — КПД скважинного оборудования; б — подача скважинного насоса
793
Рис. 3.21. Графики зависимости коэффициентов потерь мощности на сжатие Кс и трение жидкости Кт от длины хода плунжерной группы скважинного агрегата 51.
Л______________Л.____________
Для гидроштанговых установок с малыми длинами ходов (до 5 = 4—5 м) характерно более существенное снижение коэффициента полезного действия Дц = 0,12—0,20 при увеличении глубины спуска от 500 до 1500—2000 м.
Снижение эффективности объясняется ростом потерь мощности привода на сжатие жидкости в гидроштангах, так как при большей глубине спуска увеличивается и объем жидкости в гидроштангах.
Различия в значениях уменьшения КПД весьма существенны, и это дает основание сделать вывод, что для добычи нефти из глубоких скважин необходимо применять скважинные насосы с большой длиной хода от S = 5 м и выше.
794
Как известно, плунжерная группа скважинного агрегата состоит из плунжеров различных диаметров. От соотношения этих диаметров зависят многие параметры работы установки, в том числе давление жидкости в гидроштангах, необходимое для движения плунжерной группы, подача скважинного насоса, потери мощности на механическое трение, а в конечном итоге — и эффективность установки. Для определения оптимального соотношения диаметров плунжеров на основе имеющихся методик была выполнена большая серия оптимизационных расчетов на ЭВМ. Обработка результатов расчетов позволила установить, что наибольшая эффективность для скважинного оборудования достигается при соотношении диаметров двигательного и насосного плунжеров % = 1,48—1,78 (рис. 3.22). Как видно из графической зависимости г; =/(%), отклонение соотношения диаметров плунжеров от оптимального значения приводит к снижению эффективности.
Рис. 3. 22. Графики зависимости КПД скважинного оборудования от соотношения диаметров цилиндров скважинного агрегата при различных глубинах спуска
795
Этот факт объясняется тем, что уменьшение соотношения приводит к росту рабочего давления и затрат мощности при ходе плунжеров вверх, а увеличение его — соответственно к возрастанию рабочего давления и затрат мощности при ходе плунжеров вниз. Кроме того, возрастание значения у, связано с увеличением рабочего объема двигательного цилиндра, что, в свою очередь, пропорционально скорости потока жидкости и повышению затрат мощности на преодоление гидравлического сопротивления в трубах.
Таким образом, при соотношении диаметров плунжеров X = 1,48—1,78 вышеупомянутые потери мощности минимальные, а коэффициент полезного действия скважинного оборудования максимальный.
Рекомендации. При конструировании гидроштанговых установок необходимо подбирать диаметры плунжеров скважинного агрегата в соотношении, соответствующем указанному интервалу.
Одной из задач исследования энергетических показателей установки было определение оптимальной подачи рабочей жидкости поверхностным силовым насосом. Для этого была выполнена серия оптимизационных расчетов гидродинамических и энергетических параметров при различных значениях подачи поверхностного насоса. Было установлено, что наибольший коэффициент полезного действия скважинного оборудования достигается при подаче насоса в интервале от 0,9 до 1,22 л/с. Снижение подачи менее (?С1| min приводит к увеличению времени сжатия жидкости, времени хода плунжерной группы, времени полного цикла и, следовательно, к ухудшению показателей эффективности. Возрастание подачи более (9 м тлх приводит к повышению скорости жидкости в трубах, а следовательно, к снижению эффективности.
Таким образом, для эффективной работы скважинного оборудования рекомендуемый диапазон подачи рабочей жидкости составляет (?сн = 0,9— 1,22 л/с.
Одной из перспективных областей применения гидроштанговых установок является опробование скважин, где первоочередную роль приобретают такие факторы, как высокая монтажеспособность, транспортабельность, плавное в широких пределах регулирование рабочих параметров установки.
796
При добыче высоковязкой битумной нефти гидроштанговые установки имеют следующие преимущества по сравнению с другими видами оборудования:
• обеспечивается движение плунжера скважинного насоса в двух направлениях, что достигается созданием избыточного давления наземным насосом у плунжера скважинного агрегата;
• при работе в скважинах с возможными парогазожидкостными проявлениями глубинный агрегат не препятствует фонтанированию через скважинный насос;
• оборудование устья скважины собирается из узлов фонтанной арматуры и обеспечивает надежность при выбросах;
• при добыче вязкой нефтяной массы в насосно-компрессорных трубах возможно создание жидкостного подслоя, обеспечивающего движение жидкости с незначительным гидродинамическим трением;
• простота конструкции, монтаж скважинного агрегата осуществляется из стандартных узлов и деталей скважинных вставных и невставных насосов, наземное оборудование имеет небольшую массу и собирается из серийно выпускаемых узлов гидроаппаратуры;
• обеспечивается возможность плавного выхода на режим работы скважины с вязко-пластичными нефтями путем регулирования скорости движения плунжера.
3.4. ГИДРОИМПУЛЬСНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Конструкции гидроимпульсных насосов или как их называют в общепромышленной практике — гидротаранов были известны еще в прошлом столетии. Научно-конструкторский опыт разработки и применения гидротаранных насосов, гидроимпульсных насосов уходит далеко в годы прошлого века. Насосы таких конструкций всегда привлекали внимание ученых, изобретателей и новаторов в областях водоснабжения и подъема продукции нефтяных скважин.
Подъем больших объемов жидкости из скважин глубиной более 3000 м — очень трудная, но актуальная задача. Из имеющихся на вооружении в нефтяной промышленности технических средств для подъема жидкости только гидропоршневые аг
797
регаты могут обеспечить добычу нефти из больших глубин. Однако, ввиду сложности и «прецизионности «в эксплуатации рабочих узлов гидропоршневых насосов, в частности основных узлов глубинного агрегата «поршневой двигатель — плунжерный насос», на практике эти установки не получили широкого распространения. Таким образом, нефтяная промышленность нуждается в разработке более простых и надежных глубиннонасосных установок, возможно, на основе новых принципов работы.
В этом направлении перспективен принцип прямого превращения кинетической и упругой энергии силовой жидкости без промежуточных поршневых звеньев в полезную работу по подъему жидкости из скважины при помощи глубинных гидроимпуль-сных насосов.
Гидротаран изобретен в 1796 году французом И. Монгольфье (член Парижской академии наук и изобретатель воздушного шара). В 1797 году Монгольфье получил патент на свое изобретение и в 1799 году оно было представлено в Парижскую академию наук.
Гидротаран является насосом объемного типа, служащий для нагнетания жидкости с меньшей высоты на большую (известны примеры подъема гидротаранами жидкости на высоту 200 м) или подачи ее по горизонтали на большие расстояния (3—5 и более километров).
Наибольшая высота падения (высота расположения питательного бака относительно гидротарана) ничем не ограничена, т.к. сила гидравлического удара от нее не зависит. Сила удара зависит главным образом от скорости, закрывающей ударный клапан, которую можно регулировать весом ударного клапана. Наименьшая высота падения, которую может использовать гидротаран, исчисляется сантиметрами, но обычно предпочитают не ставить тараны при высоте падения меньше 1 м.
Предел высоты нагнетания зависит от давления в колпаке, от потерь в нагнетательной нише и может быть легко определен для каждого конкретного случая. Высота нагнетания в большей степени зависит от прочности тарана (колпака) и труб. Минимальная высота нагнетания может быть равна нулю или вообще быть меньше высоты падения, если цель установки тарана заключается не в подъеме жидкости, а в подаче ее почти по горизонтали.
Работа гидротаранной установки (как и гидроимпульсного насоса) основана на принципе преобразования энергии упругих
798
волн силовой жидкости, возникающих при гидравлических импульсах, в полезную работу.
Гидравлический таран особенно оригинален автоматичностью работы при крайне простом устройстве. Здесь не требуются специальные приспособления для автоматической работы, так как это «органическое» свойство самого водоподъемника, основанное на понижении давления в питательном трубопроводе, вследствие чего открывается ударный клапан, и восстанавливается законченный цикл работы. При этом давление в трубе, хотя и на короткий промежуток времени, опускается ниже атмосферного давления независимо от высоты питательного трубопровода.
Теория работы гидравлических таранов с несомненностью показывает возможность нормальной работы таранной установки при использовании высоты падения 20—40 м и больше, применяя достаточно прочные конструкции частей или специальные компенсаторы, смягчающие силу гидравлического удара, нисколько не считаясь с атмосферным давлением.
Процесс работы гидротаранной установки включает следующее:
1. Гидравлический таран является водоподъемником в котором двигатель и насос объединены в одной машине очень простой конструкции, к тому же работающей автоматически. Движущиеся части тарана — два клапана — установлены так, что повышение давления в питательной трубе закрывает ударный клапан и открывает нагнетательный, а понижение давления действует в обратном порядке.
2. Смысл работы тарана в том, что он поднимает объем воды Q2 на высоту Я2, используя энергию объема жидкости Q, находящегося на высоте Н} < Н2. При этом объем воды выливается наружу. Следовательно, таран, нагнетая воду, работает тоже водой, и для действия его необходим в единицу времени объем воды
(3.10)
расположенный выше тарана на Я, метров. Из всего поглощенного объема воды таран нагнетает только некоторую часть.
3. Элементы таранной установки — нагнетательный клапан, воздушный колпак и нагнетательная труба — являются обычными частями почти любой насосной установки. Работа их доста
799
точно изучена и не представляет специального интереса. Элементами, характеризующими гидравлический таран, как особую водоподъемную машину и присущими всякой таранной установке, являются питательная труба и ударный клапан. Именно они предопределяют количественные и качественные показатели работы всей установки. Теория тарана по существу сводится к выявлению работы этих элементов. Следует усвоить, что питательная труба не является просто проводящей трубой, а есть неотъемлемая рабочая часть машины, а размеры ее не могут быть произвольны.
4. Полный цикл работы тарана ясно разделяется на два характерных периода. В первый — период разгона — жидкость в питательной трубе приобретает необходимую скорость Vt, т.е. разгоняется. Во второй — период нагнетания — происходит нагнетание жидкости из питательной трубы в колпак тарана под давлением Н за счет потери скорости Vv
Теоретические основы работы гидротаранов
и гидроимпульсных насосов
Факт существования гидравлического удара был известен еще в XVIII веке, но правильная теория его была дана впервые профессором Н. Е. Жуковским в 1897 году. Свои теоретические выводы Жуковский Н. Е. проверил и подтвердил специальными опытами, проведенными им в 1897—1898 годах над водопроводными трубами. В 1898 году теория гидравлического удара была доложена Академии и впервые опубликована в 1899 году в «Бюллетенях Политехнического общества».
Опыты, проводимые Жуковским Н. Е. на Алексеевской водоводной станции в Москве полностью подтвердили правильность основных положений теории гидравлического удара.
Гидравлическим импульсом называют изменение давления в струе жидкости в трубах вследствие изменения скорости потока. При этом различают положительный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе повышается, и отрицательный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе падает.
Положительный импульс в трубе возникает в момент закрытия задвижки на выходе жидкости из длинной трубы, отрица-
800
тельный импульс — после закрытия задвижки у входа жидкости в длинную трубу. Амплитуда давления гидравлического импульса находится в пропорциональной зависимости от изменения скорости потока. Оказалось, что зависимость амплитуды давления гидравлического импульса от изменения скорости движения жидкости в жестких трубах определяется очень простой формулой:
др = к0-дгп,
(З.Н)
где ДР — амплитуда давления, Па; Д1Г— изменение скорости жидкости, м/с; Ко — коэффициент волнового сопротивления жидкости, Н-с/м3.
К -
(3.12)
где р — плотность жидкости, кг/м3; Е — объемный модуль упругости жидкости, Н/м2.
Для упругого трубопровода:
Г, Ed
, 1 +Т—Гл у ET-l\d
Н-с/м3;
(3.13)
где Ет — модуль упругости материала трубы, Н/м; d — внутренний диаметр трубы, м; Дс/ — толщина стенки трубы, м.
Амплитуда давления гидравлического импульса распространяется вдоль трубы со скоростью звука, м/с.
(3.14)
Рассмотрим процесс распространения гидравлического импульса в условиях, приближенных к работе гидроимпульсного насоса (рис. 3.23). В открытом конце трубы 1 поддерживается постоянное давление. Амплитуда давления Др исходного волнового
51 Ивановский
80 i
Рис. 3.23. Схемы гидроимпульсной насосной установки:
а — общий вид установки; б — скважинного агрегата; в — управления распределительным клапаном; г — эффективного привода распределительного клапана УГИН
импульса при его выходе через открытый конец трубы должна исчезнуть. Это значит, что в открытом конце трубы образуется отрицательный отраженный импульс давления с амплитудой -р,
802
возвращающийся со скоростью звука к началу координат. Амплитуда скорости этого импульса равна +Aw. В интервале суперпозиции исходного и отраженного импульсов суммарная амплитуда давления +Ар + (-АР) = 0, а суммарная амплитуда скорости +Aw + Aw = 2Aw. После выхода из трубы исходного импульса в ней наблюдается только отраженный отрицательный импульс давления с параметрами И (-АР; +Aw; -с), который в свою очередь отражается от неподвижного поршня без изменения амплитуды давления и только после повторного отражения в открытом конце трубы приобретает амплитуду давления исходного импульса. Описанный процесс можно записать так:
Ип(+Ар; +Aw; +с) -> И(-Ар; +Aw; -с) —>
-> И(-Ар; -Aw; +с) —> И(+Ар; -Aw; -с) —> Ип .
(3.15)
Высокий КПД установки достигается при соблюдении дополнительных условий. Первое из них — это постоянная скорость потока силовой жидкости в нагнетательной трубе, второе — своевременное переключение нагнетательного клапана.
В соответствии с принципом прямого превращения кинетической и потенциальной упругой энергии силовой жидкости в полезную работу в УкргипроНИИнефти в 70-х годах XX века был разработан гидроимпульсный насос. Рабочая схема гидро-импульсного насоса основана на действии гидравлических таранов и работе упругих волн, а также требовании полной ликвидации ударных перегрузок НКТ. Отвечающая указанным требованиям схема гидроимпульсного насоса разработана и описана Э. Б. Чекалюком и И. Н. Поливко*.
Работа гидроимпульсного насоса основана на принципе преобразования энергии упругих волн, индуцируемых в столбе жидкости в рабочих трубках, в полезную работу, в частности преобразования энергии упругих волн силовой жидкости, возникающих при гидравлических импульсах (изменение давления в потоке жидкости в зависимости от скорости течения потока). При этом различают положительный гидравлический импульс, когда давление в трубопроводе повышается, и отрицательный, когда
* Труды УкргипроНИИнефть. — М.: Недра, 1976. — Вып.18. С. 147—148, 160—
163.
803
давление в трубопроводе падает. Подобные явления известны, глубоко изучены Н. Е. Жуковским, И. А. Чарным и другими учеными. Рабочий цикл гидроимпульсного насоса разделяется на два полупериода: зарядки, когда расходуется силовая жидкость с постоянной скоростью, и разрядки, когда жидкость всасывается из скважины с той же скоростью.
Оптимальным условием работы гидроимлульсного насоса является синхронизация частоты перемещения распределительного устройства и волновых процессов в рабочих трубках. В этом случае подача установки зависит только от расхода силовой жидкости или от давления на силовом насосе, поскольку гидравлические потери являются также функцией расхода. Гидравлические потери установки суммируются из потерь в рабочих узлах глубинного агрегата и потерь в подводящем канале (трубопроводах, НКТ).
Оптимальная синхронизация работы распределительного клапана и собственной частоты колебаний жидкости в рабочих трубках возможна, если перемещение распределительного клапана управляется импульсами. Неустойчивость распределительного клапана 9 в крайних положениях возникает вследствие закрепления на нем шайбы 13. В любом крайнем положении клапана один из отводных каналов А для жидкости закрыт, и весь поток проходит через противоположный поток Б. В радиальной щели скорость потока возрастает, а давление снижается. С противоположной стороны шайбы жидкость находится в покое, поэтому там нет перепада давления. Длина рабочих трубок подбирается и рассчитывается так, чтобы продолжительность переключения составляла 1—3% рабочего цикла. Этому способствует также уменьшение щели, снижение массы распределительного клапана с шайбой путем применения легких полимерных материалов. Рабочие трубки, поочередно соединяясь с нагнетательной трубой при помощи распределительного клапана, получают от силовой жидкости импульсную энергию, которая после отключения рабочих трубок от нагнетательной трубы превращается в полезную работу по подъему жидкости из скважины через нагнетательные клапаны.
Исследованиям рабочих характеристик гидроимпульсного насоса были посвящены многие работы Э. Б. Чекалюка, И. Н. Поливке, И. Н. Антоненко, С. Г. Просвирова и др.
804
Режимные параметры рабочего процесса гидроимпульсного насоса: высота подъема пластовой жидкости, подача скважинного насоса, подача силового насоса и давление на выкиде силового насоса, установленного.на устье скважины, — связаны не только между собой, но зависят от размеров установки — диаметра и длиной рабочих трубок, диаметра силового напорного трубопровода, диаметров кольцевого канала, длины лифтовых труб и др. Режимные параметры УГИН связаны системой двух независимых уравнений — волновым уравнением Н. Е. Жуковского и уравнением Бернулли. Существует прямая зависимость между амплитудами скорости импульсной волны в рабочих трубках в процессе их зарядки и разрядки и импульсами давления, которые определяются по формуле Н. Е. Жуковского.
После перекрытия потока силовой жидкости в рабочих трубках возникает отрицательный импульс давления, т.е. импульс всасывания. Амплитуда скорости всасывания зависит от скачка давления в момент перекрытия потока силовой жидкости.
В табл. 3.7 приведены расчетные технических данные гидроимпульсного насоса для воды при подвеске на концентричных колоннах труб с соотношением диаметров 3:2.
Таблица 3.1
Высота подъема жидкости Я, м Давление Р, МПа Минимальная подача УГИН, м3/сут при различной длинне трубы, м
10 20 50
1000 10 0,7 3,0 16
2000 20 5,7 24 124
3000 30 19 80 420
4000 40 45 180 1000
5000 50 90 400 2000
6000 60 160 650 3500
Относительно высокие КПД и подача гидроимпульсных установок, особенно на больших глубинах порядка 3000 м, свидетельствуют об их перспективности в нефтяной отрасли.
Результаты испытаний, проведенных в УкргипроНИИнефти и ИГГГИ АН УССР, подтверждают результаты теоретических исследований.*
* Труды УкргипроНИИнефти. — М.: Недра, 1976. — Вып.18. — С. 147—163.
805
В ВолгоградНИПИнефть были проведены исследования распределительного клапана гидроимпульсного насоса (ГИН). Эксперименты проводили на натурном образце распределительного клапана при различной суммарной площади сечений дроссельных отверстий и разных размерах хода клапана. Давление измеряли образцовыми манометрами на входе и выходе распределительного узла.
Технические характеристики гидроимпульсного насоса, разработанного в Волгограде ЗАО «ПАРМ-ГИНС», приведены ниже
Подача насоса, м3/сут..........................20—150
Расход силовой жидкости, м3/сут.............. 100—400
Маскимальное давление силовой жидкости, МПа........20
Амплитуда колебания давления, МПа...............до 12
Частота генерируемых импульсов, Гц...............5—30
Максимальная глубина спуска насоса, м..........до 3000
Допустимая максимальная вязкость добываемой жидкости, Па-с.........................0,8
Наличие свободного газа на приеме насоса..........................не ограничено
Температура добываемой жидкости, °C........не более 140
Основные размеры, мм: длина...................................... 5000—10000
диаметр......................................114
Пластовая жидкость, откачиваемая насосом, может содержать сероводорода не более 0,01 г/л.
Отсутствие ограничения на наличие свободного газа на приеме выгодно отличает ГНИ от штанговых или центробежных скважинных насосов. Еще одной особенностью ГИНа является амплитуда колебания импульсов давления (20—80 атм.) и частота их следования (5—30 ударов в секунду),которые позволяют предположить, что все загрязняющие материалы будут выноситься из призабойной зоны пласта. Таким образом происходит откачка жидкости из пласта при одновременном импульсном воздействии на пористый коллектор.
Промысловые испытания гидроимпульсного насоса доказали его работоспособность и возможность откачивать жидкость с глубин до 2085 метров.
806
Помимо сказанного в предыдущих главах, в качестве выводов будет уместно указать те преимущества, которыми обладает гидроимпульсный насос по сравнению с существующими типами насосов:
1) отсутствие в стволе скважины длинной механической связи глубинного агрегата с наземным приводом (ШСНУ) или электрокабеля (УЭЦН);
2) возможность использования потоков рабочей жидкости не только для передачи энергии для привода забойного агрегата, но и для проведения многих технологических операций, например, передачи к забою химических реагентов, тепла, растворителей и т.д.;
3) возможность осуществления наземного группового привода на кустах скважин, что позволяет увеличить технологические возможности.
К очевидным недостаткам можно отнести неотработанность конструкций гидроимпульсных насосных установок.
3.5. ТУРБОНАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Турбонасосные установки предназначены для добычи нефти из скважин средних и высоких дебитов и представляет собой сложный агрегат с лопастной турбиной и центробежным насосом (рис. 3.24).
Турбонасосный агрегат включает в себя лопастную турбину, вал которой соединен с валом центробежного насоса. Турбина приводится в действие при закачке в нее с поверхности рабочей жидкости. Центробежный насос отбирает из скважины жидкость и нагнетает ее на поверхность. Рабочая жидкость, отработавшая в турбине, выходит в тот же канал, что и добытая жидкость, и в смеси с ней поднимается на поверхность. На поверхности смесь разделяется, и добытая жидкость с нефтью идет в промысловую сеть, а рабочая жидкость (в большинстве случаев вода) поступает в поверхностный насос и далее в скважину для привода погружной турбины.
Такие насосы предназначены для отбора больших количеств жидкости из скважин (400—500 м3/сут и более) с относительно малых глубин (в опытных образцах 200—1000 м).
Преимущество такой насосной установки — возможность отбора больших количеств жидкости из скважины при достаточно
807
Рис. 3.24. Турбонасосная установка для добычи нефти.
1 — система очистки и подготовки рабочей жидкости; 2 — силовой насос; 3 — устьевая арматура; 4 — скважина; 5 — колонна труб; 6 — турбина; 7 — центробежный насос; 8— пакер
высокой эффективности (КПД около 0,3—0,25). При этом возможна эксплуатация наклонно-направленных скважин. Установка может быть выполнена сбрасываемой в скважину при увеличенной частоте вращения вала. Это существенно снижает объем ремонтных работ на скважине.
Однако недостатки этой установки пока не преодолены. Большие объемы рабочей жидкости, закачиваемой в скважину, требуют обустройства ее каналами со значительными проходными сечениями. В скважинах с обсадными колоннами диаметром 146 и 168 мм это трудновыполнимо. На поверхности необходимо организовать очистку и подготовку больших количеств рабочей жидкости, что приводит к установке металлоемкого оборудования, требует затрат на его об
служивание.
Фирма Weir Pumps (Великобритания) разработала несколько типоразмеров турбонасосов, рабочие параметры которых приве
дены ниже.
Подача, м3/сут
Мощность турбины, кВт
до 3000
50-:-750
Частота вращения вала, об./мин...................5000-^-15000
Диапазон рабочих температур, °C.......................до 200
808
Кроме того, существуют особые конструкции турбонасосов для работы при более высоких температурах.
Турбонасосы имеют следующие преимущества'.
— отсутствие погружного электродвигателя и кабеля исключает все сложности выполнения спускоподъемных операций в скважинах со значительной кривизной ствола, позволяет использовать турбонасосы для подъема жидкостей с высокими температурами, в том числе из геотермальных скважин;
— незначительная габаритная длина скважинного агрегата по сравнению с электроприводными центробежными насосами дает возможность применять его в скважинах с большой интенсивностью набора кривизны, облегчает транспортные и монтажные, работы;
— отсутствие клапанов в скважинном насосном агрегате обусловливает использование турбонасоса практически, без ограничений по кривизне ствола скважин вплоть до горизонтальных;
— подшипники насоса и турбины гидростатического типа, что обеспечивает прочную и надежную работу опоры ротора агрегата; смазка подшипников выполняется предварительно очищенной и подготовленной жидкостью, что защищает подшипники от воздействия абразивных компонентов скважинной жидкости;
— гибкость регулирования рабочих характеристик, широкий рабочий диапазон плавного изменения подачи насоса;
— возможность применения скважинного турбонасосного агрегата сбрасываемого типа;
— неограниченность глубины спуска турбонасоса;
— в скважину могут вводиться различные химические реагенты, ингибиторы коррозии, деэмульгаторы и др.;
— можно применить различные методы глушения скважин перед подземным ремонтом, в том числе при нахождении турбонасосного агрегата в скважине.
Для спуска турбонасосного агрегата в скважину используются стандартные НКТ и оборудование, применяемые в нефтяной промышленности. Силовые поверхностные насосы выбираются из множества стандартных насосов компании Weir Pumps' таким образом, чтобы обеспечивать любой эксплуатационный режим скважинного турбонасосного агрегата. Как и скважинные насосные агрегаты, поверхностные силовые насосы разработаны и
809
изготовляются с использованием новейших технологий. Эти насосы практически безотказны в работе на нефтяных промыслах, Наиболее часто применяются следующие типы поверхностных установок:
• силовой насос поверхностный с подачей рабочей жидкости до 56 м3/ч, давлением до 42,7 МПа, предназначенный для обеспечения работы скважинных турбонасосов в одной или двух спаренных скважинах (турбонасосы используются на промыслах Forties компании British PetroLeum);
• силовой поверхностный насос с подачей рабочей жидкости до 110 м3/ч, давлением до 45,7 МПа, для работы скважинных турбонасосов на групповых установках (турбонасосы используются на промыслах AUK компании SheLL);
• силовой поверхностный насос серии ОК с большой подачей рабочей жидкости до 3400 м3/сут, давлением до 40 МПа, применяемый не только для привода турбонасосов, но и для одновременного нагнетания жидкости в пласт (насосы используются на нефтяных промыслах Северной Африки).
Параметры выпускаемых фирмой Weir Pumps турбин и насосов для эффективного подъема нефти из скважин диаметром 127...300 мм и глубиной до 2500 м приведены в табл. 3.8.
Для изготовления узлов и деталей турбонасоса использованы материалы, обеспечивающие максимальную коррозионную износоустойчивость. Наружный корпус турбонасоса и рабочие колеса изготовлены из легированных сталей с высоким содержанием хрома. Рабочие элементы статора и ротора турбины, втулки и кольца, а также подшипники, изготовлены из стеллита (кобальтохромовольфрамовая сталь). Вал изготовляется из сплава К-монель К-500 с пределом текучести 1560,8...! 120 МПа.
В отличие от скважинных электроприводных центробежных насосов с постоянной частотой вращения вала частоту вращения и подачу турбонасосных агрегатов можно варьировать в зависимости от эксплуатационных характеристик скважины и пласта. Это достигается изменением подачи жидкости силового поверхностного насоса. Для глубоких скважин при использовании турбонасосов характерно высокое давление, а для скважин с. малыми глубинами спуска — более низкие давления и большие подачи. По специальным таблицам и диаграммам можно подо-
810
Таблица 3.8
Марка Диаметр, мм Максимальное число рабочих ступеней Длина, мм Масса, кг
Турбины
Т 30 88 50 843 32,2
Т 42 120 40 982 69,5
Т 55 138 35 1040 97
Т68 172 20 1155 168
Т 82 225 20 1425 356
Насоса
ТРР100 98 24 665 28
ТРР135 135 20 788 62
ТРР145 145 18 7в8 71
ТРР145 145 16 792 61,6
ТРР190 186 10 931 119
ТРР220 216 8 1080 207
ТРР270 270 6 1275 344
брать необходимые параметры и типоразмеры турбонасосов и поверхностных силовых насосов исходя из эксплуатационных условий.
Спуск — подъем скважинного агрегата может выполняться либо на насосно-компрессорных трубах, либо на канате, либо свободным сбрасыванием в сочетании с гидроприводом. Подвод рабочей жидкости может осуществляться как по НКТ (прямая схема), так и по кольцевому межтрубному пространству (обратная схема). Жидкость может поступать в скважину из системы поддержания пластового давления.,
К недостаткам этой системы следует отнести необходимость очистки, дегазации и подготовки большого количества жидкости, что приводит к увеличению металлоемкости поверхностного оборудования и соответственно к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на обслуживание.
811
Необходимо также отметить перспективность этого вида оборудования на морских промысловых платформах и в труднодоступных районах.
В последние десятилетия фирмой Kobe создавались турбонасосные агрегаты свободно сбрасываемого типа, которые подобно гидропоршневым насосным агрегатам можно спускать или поднимать из скважины с помощью жидкости. Наземное оборудование турбонасосной установки аналогично наземной части гидропоршневых и струйных установок фирмы Kobe. Турбонасосы фирмы Kobe с аксиальными рабочими ступенями насосов и турбин рассчитаны на частоты вращения вала 10000—65000 мин-1 и перепады давления рабочей жидкости в турбинах до 28 МПа, что обусловливает их повышенную чувствительность к мехпримесям в жидкости.
В установках фирмы Kobe система подготовки рабочей жидкости для привода турбины и смазки (тонкая очистка) двухступенчатая. Первая стадия очистки реализуется на поверхности, вторая — в глубинном агрегате, в специальном центробежном устройстве тонкой очистки. Из него чистая жидкость распределяется для смазки всех подшипников турбины и насоса. Упорный подшипник размещен между турбиной и насосом. К двум сторонам его через диафрагмы под высоким давлением подводится смазывающая жидкость, что обеспечивает осевое усилие, эффективно противодействующее неуравновешенным осевым нагрузкам в турбомашине.
Конструктивно каналы для смазочной жидкости выполнены в виде продольных прорезей в соответствующих кожухах агрегата, корпус которого состоит из коротких секций, соединенных муфтой. В корпусе размещены центрирующие секции турбины и насоса. Максимальный КПД агрегата диаметром 59 мм несколько выше 0,5. С увеличением перепада давления в турбине область режимов работы с высоким КПД существенно расширяется. Увеличить напор насоса можно снижением подачи или изменением перепада давления в турбине. Последнее позволяет также сократить расход рабочей жидкости, затраты на ее подготовку и гидравлические потери в системе, т.е. повысить эффективность в целом. Максимальная расчетная подача турбонасоса диаметром 59 мм составляет 800 м3/сут, диаметром 73 мм — 1600 м3/сут, диаметром 100 мм — 4000 м3/сут. Длительные промысловые испытания турбонасосных агрегатов фирмы Kobe диаметром 59 мм подтвердили принципиальную работоспособность скважинного оборудования.
812
3.6. ВИБРАЦИОННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Вибрационные машины широко применяются в строительной промышленности, в бурении неглубоких скважин и в других областях техники. Установки вибрационных насосов отличаются простотой конструкции скважинного оборудования, отсутствием в нем трущихся или вращающихся рабочих пар, не-
большими габаритами и достаточно высокими значениями КПД.
Многоклапанный вибрационный глубинный насос предназначен для откачки жидкости из нефтяных скважин, обладает относительно малой металлоемкостью оборудования и длительным межремонтным периодом скважин при откачке жидкости, содержащей механические примеси (песок). Многоклапанный вибрационный насос разработан в 70-х годах «Волгоград-НИПИнефть» и успешно прошел испытания на нефтепромыслах объединения «Эмбанефть».
Насосная установка (рис. 3.25) состоит из механического вибратора с электроприводом 7, устанавливаемого на устье скважины, пружины 2, колонны насосно-компрессорных труб 3, обратных клапанов 4 и центраторов 5.
Принцип действия вибрационного насоса
При работе поверхностного вибратора колонна труб совершает возвратно-поступательное движение в верти-
Рис. 3.25. Схема многоклапанного вибрационного глубинного насоса
813
кальном направлении. Если ускорение, сообщаемое трубам и заполняющей их жидкости, достаточно велико, то да некоторых участках пути сила инерции жидкости превышает сумму сил тяжести и трения. Равнодействующая всех сил, приложенных к жидкости, будет направлена вверх, и жидкость начнет перемещаться относительно труб, поднимаясь на поверхность. Расчетная подача установки колеблется в пределах 2—150 м3/сут.
Технические характеристики вибрационного насоса
Подача установки м3/сут.............................2—150
Частота колебаний, цикл/мин.........................................600—1100
Амплитуда колебаний, мм...............................3—8
Максимальное усилие, развиваемое генератором вибрации при 1000 цикл/мин., кг................................800
Предельная глубина спуска насоса на трубах марки Д с высаженными концами, м............................................600
814
ЛИТЕРАТУРА
1. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации скважинных насосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени д-ра техн. наук. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.
2. Нефтегазовая вертикаль. №2, 2002.
3. Международный каталог-справочник. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти/Под ред. акад. РАЕН В.Ю. Алекперова и акад. РИА В.Я. Кершенбаума. — М.: Нефть и газ, 1998. - 611 с.
4. Каталог ОАО «Новомет». — Пермь: ОАО «Новомет», 2001.
5. Каталог ОАО «АЛНАС». — Альметьевск: ОАО «АЛНАС», 2001.
6. Каталог ОАО «ЛЕМАЗ». — М.: Международный выставочный центр, 2001.
7. Каталог ОАО «Борец». — М.: ОАО «Борец», 2001.
8. Каталог фирмы REDA. — М.: Международный выставочный центр, 2001.
9. Каталог Нефтяной электронной компании. — Пермь, 2001.
10. Каталог ОАО «Электон». — М.: Международный выставочный центр, 2002.
11. Материалы VIII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». — Альметьевск, 1998.
12. Дарищев В.И., Ивановский Н.Ф., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок. — М.: ВНИИОЭНГ, 2000, 84 с.
815
13. Каталог ООО «Привод — ПЗУ». Пермь, 2001.
14. Каталог фирмы «КБ Нефтемаш». — М.: Международный выставочный центр, 2001.
15. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. — М.: Недра, 1984, 308 с.
16. Ивановский В.И. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Ч. 1. — М.: Нефть и газ, 2002. — 768 с.
17. Ратов А.М., Хейфец Я.С. Одновинтовые скважинные насосы в Советском Союзе и за рубежом. — М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1979. - 56 с.
18. Балденко Д.Ф., Зорин В.Н. Исследование влияния зазора и натяга в рабочих органах одновинтового насоса на его характеристику. — М.: ВНИИОЭНГ, РНТЖ «Машины и нефтяное оборудование», 1968, №8.
19. Установки винтовых и диафрагменных насосов для добычи нефти. Каталог. - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1988.
20. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть». — М.: Нефть и газ, 1993. — 354 с.
21. Патент ФРГ № 1095123, НКИ 59а.
22. Каталог Pleuger Erdoltauchpumpe фирмы Pleuger Underwasserpumpe GmbH-BRD, 1976.
23. Говберг А.С. О применении погружных диафрагменных насосов для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин. — М.: ВНИИОЭНГ, 1987, О.И. Серия Машины и нефтяное оборудование. Вып. 13 (83).
24. Каталог Ижевского электромеханического завода. — Ижевск, 2001.
25. Аливердизаде К. С. Приводы штангового глубинного насоса. — М.: Недра, 1973. - 193 с.
26. Аливердизаде К.С. Балансирные индивидуальные приводы глубинонасосной установки. Азнефтеиздат, 1951 г.
27. Аливердизаде К.С. Влияние кинематики балансирного привода глубинного насоса на величины динамических усилий в штангах. Труды АзИНМАШа. Вып. 1, Азнефтеиздат, 1956 г.
28. Адонин А.И. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра. 1979 г.
816
29. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1973 г.
30. Касьянов В.М. Расчет глубинных величин по данным наземных измерений (для штанговых насосов с балансирным приводом). — М„ 1986 г.
31. Касьянов В.М., Муленко В. В. Расчет динамограмм штанговой насосной установки с балансирным приводом. — М., 1987 г.
32. Снарев А. И., Папировский В.Л., Пушкин В.Ю. Анализ состояния станков качалок методами вибродиагностики. — М.: ВНИИОЭНГ №5, 1995 г.
33. Трахтман Г.И. Состояние штанговой глубинонасосной эксплуатации нефтяных скважин за рубежом. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1976 г.
34. Ваттметрограммы. Методические указания по использованию ват-тметрограмм для диагностики и уравновешивания ШГНУ. — Тюмень: СибНИИНП, 1993 г.
35. Gibbs S.l. and Neely А.В. Computer Diagnosis of Down Hole Conditions in Sucker Rod Pumping Wells. Journal of Petroleum Technology. Januar 1966.
36. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом. Диссер. канд. техн. наук. — Баку, 1963 г.
37. Багиров М.М. Исследование штанговой глубинонасосной установки обычного типа и с амортизатором в точке подвеса штанг. Диссер. канд. техн. наук. — Баку, 1971 г.
38. Лепехин Ю.Н. Совершенствование расчетных методов оценки надежности штанг с целью улучшения компоновок штанговых колонн, работающих в наклонно направленных скважинах. Диссер. к.т.н. — М., 1997 г.
39. Пирвердян А.М. Вопросы гидромеханики техники нефтедобычи. Диссер. доктр. техн. наук. — Баку, 1971 г.
40. Руководство по эксплуатации скважин штанговыми насосами. Ч. 1. — Альметьевск, 1992 г.
41. Архипов К.И., Попов В.И., Попов И.В. Справочник по станкам-качалкам. — Альметьевск, 2000 г.
42. Инструкция по эксплуатации глубинонасосных скважин. — Альметьевск, 1970 г.
817
52 Ивановский
43. Муравьев В.М. Эксплоатация нефтяных скважин. — Ленинград: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1947 г.
44. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в НГДУ «Покачевнефть»/Сб. трудов под. ред. В.Н. Ивановского и В.И. Да-ришева. — М.: Нефть и газ, 1993 г.
45. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. — Уфа, 2001 г.
46. Кушеков А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скважинные насосные установки. Книга 1. Штанговые скважинные насосные установки с механическим приводом. — Алматы: Эверо, 2001 г.
47. Кушеков А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скважинные насосные установки. Книга 2. Длинноходовые скважинные насосные установки. — Алматы: Эверо, 2001 г.
48. Аливердизаде К.С. Вопросы механики и техники длиноходового режима откачки при штанговом глубинонасосном способе добыче нефти. — Баку, 1958 г.
49. Мухаметзянов А.К, Чернышов И.Н., Липерт А.И. Добыча нефти штанговыми насосами. — М.: Недра, 1993 г.
50. Молчанов А.Г., Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. — М.: Недра, 1976 г.
51. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1987 г.
52. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. — М.: Недра, 1983 г.
53. ГОСТ-Р 51896-2002. Скважинные штанговые насосы. Общие технические требования.
54. Spec.l 1АХ API. Well Rod Pumps.
55. Захаров Б.С., Богомольный Е.И., Драчук В.Р., Шариков Г.Н. Модернизация штанговых насосов. Нефтяное хозяйство. № 8. 2000. С. 59-66.
56. ГОСТ 13877-87. Насосные штанги. Общие требования.
57. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. S&B GmbH, Viena, Austria.
58. Corod Manufacturing Ltd. Catalog. Canada, 1997.
818
59. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. Монография — М:. Недра, 2000, 476 с.
60. Пчелинцев Ю.Н. Эксплуатация часторемонтируемых наклонно направленных скважин. Научно-производственное издание — М.: ВНИИОЭНГ, 2000, 451 с.
61. Уразаков К.Р. и др. Нефтепромысловое оборудование для кустовых скважин. — М.: Недра, 1999, 268 с.
62. Каталог фирмы Baker Hughes (США).
63. Каталог фирмы Griffin (Канада).
64. Каталог фирмы Kudu (Канада).
65. Каталог фирмы R&M (США).
66. Каталог фирмы Netzsch (ФРГ).
67. Каталог фирмы Schoeller — Bleckmann (Австрия).
68. БалденкоДФ., Ванденко ФД., Власов А.В., Хабецкая В.А., Шардаков М.В. Параметрический ряд многозаходных скважинных винтовых насосов. НТЖ Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 2001, №8.
69. Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. — М.: Недра, 1973, 230 с.
70. Дарищев В.И., Ивановский В.Н., Мерициди И.А. и др. Состояние и перспективы разработки и применения бесштанговых насосных установок в СССР и за рубежом. Обзорная информация, вып. 6. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, 52 с.
71. Розанцев В.Р. Особенности конструкции и эксплуатации установок гидропоршневых насосов для добычи нефти. О.И., вып. 5. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987, 50 с.
72. Яремийчук Р.С., Кифор Б.М., Лотовский В.Н. и др. Применение струйных аппаратов при освоении скважин. О.И. — М.: ВНИИОЭНГ, 1988, 55 с.
73. Зайцев Ю.В., Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н. и др. Гидроштанговые насосные установки для добычи нефти. О.И. — М.: ЦИНТИХимнефтемаш, 1987, 50 с.
74. Дарищев В. И. Состояние и перспективы разработки и внедрения насосных установок для добычи нефти из наклонных скважин. О.И. — М.: ЦИНТИХимнефтемаш, 1990, 30 с.
819
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ..................................................3
Классификация скважинных насосных установок для добычи нефти.......................................7
ГЛАВА I. УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ....................................... 13
1.1. Скважинные центробежные насосы..................... 13
1.1.1. Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса. 18
1.1.2. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм....66
1.2. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти..101
1.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита........113
1.4. Система токоподвода установоък ЭЦН.................148
1.4.1. Устройства управления и зашиты................149
1.4.2. Комплектные устройства зарубежных фирм........177
1.4.3. Оборудование для регулировки частоты вращения валов погружных двигателей.................................183
1.4.4. Оборудование для диагностики УЭЦН.............191
1.4.5. Трансформаторы для УЭЦН.......................205
1.4.6. Кабельные линии установок ЭЦН.................213
1.4.6.1. Выбор конструкций кабелей для кабельных линий УЭЦН..............................254
1.4.6.2. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий......................257
1.4.6.3. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок УЭЦН.......260
1.5. Оборудование устья скважины и вспомогательное оборудование для эксплуатации УЭЦН................................262
1.5.1. Оборудование устья скважины для экксплуатации УЭЦН....................................................262
1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины....263
1.5.3. Пункты подключения кабельных линий...............269
1.5.4. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях..........................270
1.5.5. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий).......................................271
1.5.6. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов УЭЦН на устье скважин...................................TI6
820
1.6. Основные направления усовершенствования установок погружных центробежных насосов.............................280
1.7. Конструктивные особенности деталей установок центробежных насосов и материалы для их изготовления.............294
1.8. Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭЦН по условиям добычи нефти из скважины.......................309
1.8.1. Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине..................................310
1.8.2. Алгоритм «ручного» подбора УЭЦН к скважине...313
1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора УЭЦН к скважине.328
1.8.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки ЭЦН .......................................338
1.9. Обслуживание и ремонт установок погружных центробежных насосов...................................................339
1.10. Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов......................................354
1.11. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти......................................................355
1.11.1. Принцип действия винтовых насосов...............357
1.11.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов...361
1.11.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики............................370
1.11.4. Рабочие характеристики винтовых насосов.........379
1.11.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов.385
1.11.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства............................................389
1.12. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти..............................................393
ГЛАВА II. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ .................................................417
2.1. Штанговая скважинная насосная установка. Области применения................................................417
2.1.1. Классификация скважинных штанговых насосных установок..............................................420
2.2. Оборудование скважинных штанговых насосных установок для добычи нефти...........................................423
2.2.1. Механические приводы скважинных штанговых насос-
ных установок. Классификация, области применения........424
2.2.1.1. Балансирные станки-качалки..................438
2.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром........481
2.2.1.3. Безбалансирные станки-качалки...............485
821
2.2.2. Редукторы механических приводов скважинных штанговых насосных установок..............................486
2.2.3. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок............................495
2.2.4. Конструктивные особенности длинноходовых скважинных насосных установок..................................500
2.2.5. Оборудование устья скважины при эксплуатации СШНУ..................................................511
2.2.6. Силы, действующие в точке подвеса штанг........519
2.2.7. Уравновешивание балансирных станков-качалок....520
2.2.7.1. Определение усилий в шатуне при различных способах уравновешивания..............................525
2.2.7.2. Определение тангенциальных усилий на пальце кривошипа............................................529
2.2.8. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок...............................................531
2.2.8.1. Кинематическая зависимость между длиной хода точки подвеса штанг и размерами балансирного привода.539
2.2.8.2. Выбор рациональных значений отношений длин звеньев............................................546
2.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов балансирного привода на его габариты и вес...................548
2.2.9. Методика расчета и подбора штанговых скважинных насосных установок......................................552
2.2.10. Исследование скважин. Классификация неисправностей в работе СШНУ. Динамометрирование.....................562
2.2.11. Скважинные штанговые насосы — основные виды и области применения .................................590
2.2.11.1. Цилиндры скважинных штанговых насосов....629
2.2.11.2. Плунжеры скважинных штанговых насосов....637
2.2.11.3. Клапаны скважинных штанговых насосов.....643
2.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы, автосцепы, сливные устройства и штоки скважинных штанговых насосов..................................646
2.2.11.5. Обшие требования к скважинным штанговым насосам 653
2.2.12. Насосные штанги...............................656
2.2.13. Вспомогательное оборудование скважинных штанговых насосных установок: скребки, центраторы, скважинные дозаторы, штанговые амортизаторы, газосепараторы............683
2.2.14. Станции управления работой скважинных штанговых насосных установок......................................695
822
2.3. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти.706
2.3.1. Состав установки и ее особенности............707
2.3.2. Классификация ВШНУ...........................711
2.3.3. Скважинный штанговый винтовой насос..........714
2.3.4. Привод скважинных штанговых винтовых насосов.719
2.3.5. Особенности работы и расчета штанг с винтовыми насосами............................................723
2.3.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок..................................726
ГЛАВА III. УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ С ГИДРОПРИВОДОМ........................................728
3.1. Скважинные гидропрошневые насосные установки......728
3.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок......................................730
3.1.2. Скважинные гидропоршневые двигатели, насосы и золотники.............................................735
3.1.3. Поверхностное оборудование гидропоршневых насосных установок...........................................750
3.1.4. Некоторые расчетные зависимости рабочих параметров для подбора гидропоршневых насосных установок.......754
3.2. Скважинные струйные насосные установки............760
3.2.1. Конструкции скважинных струйных насосов......760
3.2.2. Поверхностное оборудование струйных насосных установок...........................................769
3.3. Скважинные гидроштанговые насосные установки......773
3.3.1. Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей........................................773
3.3.2. Схемы поверхностного оборудования скважинных гидроштанговых установок............................779
3.3.3. Некоторые теоретические и расчетные зависимости рабочего процесса гидроштангового насоса............791
3.4. Гидроимпульсные насосные установки ...............797
3.5. Турбонасосные установки...........................807
3.6. Вибрационные насосные установки...................813
ЛИТЕРАТУРА.............................................815
823
Учебное издание
Ивановский Владимир Николаевич
Дарищев Виктор Иванович Сабиров Альберт Азгарович Каштанов Валентин Сергеевич Пекин Сергей Сергеевич
СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Книга издана в авторской редакции
Компьютерная верстка Н М Маскаева
Изд лиц ИД №06329 от 26 11 2001
Подписано в печать I 11 2002 Формат 60x90/16
Бумага офсетная Печать офсетная Усл пл 51,5
Тираж 800 экз Заказ № 182
•
Государственное унитарное предприятие
Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им И М Губкина
Тел 135 84-06 930-97-11 Факс 135-74-16
119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп , 65
Отпечатано в типографии издательства