что такое рабочая зона эцн

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Рабочая характеристика центробежного насоса

Комплексная характеристика центробежных насосов с указанием рабочей зоны и оптимальных параметров работы насоса

Рис. Гидравлическая характеристика УЭЦН

Под режимом эксплуатации насоса понимается пересечение гидравлической характеристики насоса (кривая 1) с его «внешней сетью», в данном случае гидродинамической характеристикой скважины (кривая 3).

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная характеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) ( H = f ( Q )).

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на но минальные расходы от 40 (ЭЦН5-40-950) до 500 м 3 /сут ( ЭЦН6-500-750) и напоры от 450 м (ЭЦН6-500-450) до 1500 м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того, имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м 3 /сут и напоры до 1200 м.

Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорцио нален числу ступеней. Развиваемый одной ступенью при опти мальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при ра боте на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при коле баниях от 5,03 до 6,84 м.

Источник

Уэцн принцип работы

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

Схема УЭЦН

В составе каждой УЭЦН есть следующие узлы:

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

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

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

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

Дополнительные устройства

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

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

Защитные устройства

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

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

Основные узлы установки и их назначение УЭЦН

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

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

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

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

Рис. 6.2. Схема скважинного центробежного насоса:

Модульные ЭЦН

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Погружные электродвигатели

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

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

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

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

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

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

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

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

Гидрозащита

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

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

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

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

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

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

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

Обратный и спускной клапаны

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

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

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

Трансформаторы

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

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

Станция управления

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

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

Кабельные линии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Область применения УЭЦН

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

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

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

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

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

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

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

Источник

Центробежный насос (ЭЦН)

Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа ступеней — рабочих колес и направляющих аппаратов, заключенных в стальной корпус в виде трубы. Рабочие колеса и направляющие аппараты собираются на одном валу, который поддерживается осевой опорой.
Направляющие аппараты, представляющие собой единый пакет, опираются на основание и закреплены от проворота в корпусе верхним подшипником.

Рабочие колеса посажены на вал при помощи шпонки, которая входит в паз вала и в паз каждого колеса. Такая конструкция позволяет передать вращение от вала к рабочим колесам. [рабочее колесо]
Различают следующие схемы сборки насосов:
-с «плавающим» типом рабочих колес,
-«компрессионная» сборка,
-«пакетная» сборка.

НАСОСЫ С «ПЛАВАЮЩИМ ТИПОМ» РАБОЧИХ КОЛЕС.
В насосах такой конструкции, рабочие колеса не фиксированы на валу и могут перемещаться вдоль вала между двумя направляющими аппаратами, то есть «плавать». Вал, который не несет на себе нагрузку от колес, подвешивается на осевой опоре. При работе насоса, каждое рабочее колесо, опирается нижним диском на кольцевой бурт направляющего аппарата.

Для уменьшения силы трения в нижний диск рабочего колеса запрессована опорная шайба из износостойкого материала (текстолит, карбонит и т.п.). Учитывая, что на некоторых режимах работы насоса (например, пусковой режим) рабочее колесо может «всплыть», т.е. переместиться до опорного бурта верхнего направляющего аппарата, в верхний диск колеса также запрессовывается опорная шайба. Таким образом, осевое усилие от каждого рабочего колеса (собственный вес колеса, перепад давления между верхней и нижней частью колеса и т.д.) передается на соответствующий направляющий аппарат, и далее воспринимается корпусом насоса.
Осевое усилие от вала насоса (собственный вес вала, давление на верхний торец вала, осевое усилие от прихваченных к валу колес и т.д.) воспринимается осевой опорой вала. Осевая опора состоит из пяты и подпятника, каждая из которых представляет собой, установленную в металлическую обойму, шайбу из бельтинга, силицированного графита или керамики.

Пята через шпонку посажена на вал и удерживается в осевом направлении посредством дистанционного и стопорного кольца. Подпятник опирается на верхний подшипник, а за счет паза входящего в отверстие верхнего подшипника, удерживается от проворота. Осевая сила от вала передается пятой через стопорное и дистанционное кольцо подпятнику. При работе насоса, жидкость из верхнего подшипника, по зазору между втулкой и подпятником, поступает к центральной части пяты. При вращении пяты жидкость по канавкам нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости.
Основным недостатком такой конструкции является подверженность осевой опоры воздействию механических примесей. Поэтому в настоящее время заводы-изготовители погружного оборудования выпускают насосы без осевой опоры вала в секциях. В таких насосах восприятие осевого усилия от вала осуществляется: пятой протектора гидрозащиты, осевой опорой специального входного модуля или осевой опорой газосепаратора.
Поперечные (радиальные) усилия, возникающие при работе насоса, воспринимают радиальные подшипники. В каждой секции насоса обычного исполнения вал вращается в двух подшипниках — верхнем и нижнем. Для предотвращения изгиба и сохранения прямолинейности вала в насосах износостойкого исполнения устанавливаются промежуточные радиальные подшипники.

В усовершенствованных конструкциях насосов радиальные подшипники размещают в направляющих аппаратах, что позволяет отказаться от установки промежуточных подшипников и сэкономить полезное пространство для дополнительных ступеней.

«КОМПРЕССИОННАЯ» СБОРКА НАСОСА.
В таких насосах за счет точной подгонки высоты ступиц рабочих колес, обеспечивается их соприкосновение друг с другом. Такая «гребенка» колес фиксируется на валу. Таким образом, осевое усилие от каждого рабочего колеса передается на вал. Для восприятия такой осевой нагрузки требуется усиленная осевая опора, разместить которую в насосе не представляется возможным. Поэтому вся осевая нагрузка от вала насоса передается на пяту гидрозащиты.

Преимущества «компрессионной» сборки: применение в условиях повышенного содержания механических примесей в добываемой продукции; разгрузка дисков рабочих колес от осевой нагрузки (в некоторых случаях опорные шайбы рабочих колес могут отсутствовать).
Недостатком «компрессионной» сборки является сложность монтажа. Так как для того чтобы рабочие колеса не соприкасались с направляющими аппаратами, при монтаже насоса осуществляется подгонка зазора в рабочих ступенях за счет установки специальных калиброванных пластин между валами в шлицевых муфтах.
«ПАКЕТНАЯ» СБОРКА НАСОСА.
В таких насосах несколько рабочих колес и направляющих аппаратов (от 3 до 10 пар) собираются в пакеты, при этом высота ступиц рабочих колес подобрана таким образом, чтобы между колесами был небольшой зазор. Особенностью такой сборки является способность насоса, точнее, отдельных его элементов, менять свои функции в зависимости от режимов работы, параметров перекачиваемой среды и интенсивности износа. Рабочие колеса, изначально установленные «плавающими», по мере износа опорных шайб начинают передавать свою осевую нагрузку на нижние колеса, образуя «гребенку», характерную для компрессионных ступеней. В результате весь пакет начинает передавать суммарную осевую нагрузку на специальную осевую опору, установленную в нижней части каждого пакета. В этом положении нагрузка с опорных шайб колес снимается, и их износ практически прекращается, при этом протечки мевду ступенями минимальны, поскольку зазоры в уплотнениях близки к нулю.
«Пакетная» сборка обладает всеми преимуществами «компрессионной» сборки и лишена её главного недостатка — не требует подгонки при монтаже, что существенно уменьшает время монтажа и возможность ошибок монтажника.

Каждая ступень насоса состоит из рабочего колеса и направляющего аппарата.
Рабочее колесо состоит из двух дисков — нижнего, в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре, и верхнего — сплошного диска со ступицей, через которую проходит вал. Между дисками, соединяя их в единую конструкцию, находятся лопасти, плавно изогнутые в сторону, противоположную направлению вращения колеса.

Направляющий аппарат состоит из диффузора, в виде стакана с отверстием большого диаметра в центре, и диска с отверстием, диаметр которого чуть больше диаметра втулки рабочего колеса. [направляющий аппарат] Между диффузором и диском, соединяя их в единую конструкцию, находятся лопатки, изогнутые в ту же сторону, что и лопатки рабочего колеса.

В зависимости от условий работы рабочие колеса и направляющие аппараты изготавливают из различных материалов различными методами:
— рабочие органы из модифицированного серого чугуна и чугуна типа «нирезист» изготавливают литьем;
— рабочие органы из специального «порошка» — спеканием;
— рабочие органы из полимерных материалов — штамповкой.

Каждая ступень развивает напор от 3 до 7 метров водяного столба.
При увеличении количества ступеней напор будет равен сумме напоров развиваемых каждой ступенью в отдельности, подача же насоса при этом останется неизменной, т.е. такой, какую обеспечивает одна ступень. Подача насоса зависит от размера и конфигурации ступеней.
Существуют два типа ступеней: ступени с цилиндрическими лопатками (применяются в насосах с низкой подачей — до 250 м!/сут) и ступени с наклонноцилиндрическими лопатками (применяются в насосах с подачей свыше 250 м3/сут).

Учитывая глубину, с которой приходится поднимать жидкость, а также противодавление, которое необходимо преодолеть насосу при транспортировке жидкости до ДНС, в насосе приходится устанавливать большое количество ступеней (до 650 штук). При размещении такого количества ступеней в одном корпусе его длина достигала бы 20 м, что затрудняло бы его изготовление, транспортировку и монтаж на скважине. Поэтому высоконапорные насосы составляются из нескольких секций (модулей), длиной не более 6 м (примерно 120-200 ступеней).
Дня соединения секций насоса используются следующие типы соединений:
— соединение «фланец-фланец»;
— соединение «фланец-корпус»;
— соединение «фланец-корпус» с дополнительным подшипником.
Соединение «фланец-корпус» обеспечивает более высокую прочность межсекционного соединения по сравнению с соединением «фланец-фланец» (уменьшение концентраторов напряжения, увеличенная толщина стенки головки, уменьшающая абразивный износ межсекционного соединения).
Соединение «фланец-корпус» с дополнительным подшипником (в головке секции встроен подшипник) способствует снижению уровня вибрации насоса.

Входной модуль.

Прием и подвод скважинной жидкости в насос осуществляется через входной модуль. Входной модуль состоит из корпуса с отверстиями для прохода пластовой жидкости, вала с защитными втулками и приемной сетки, которая обеспечивает грубую очистку входящей жидкости от механических примесей. Верхняя часть входного модуля присоединяется к секции насоса, а нижняя часть к протектору. С целью уменьшения количества соединений, заводы-изготовители в настоящее время выпускают погружное оборудование со встроенным входным модулем. Входной модуль встраивается: в нижнюю секцию насоса или в протектор гидрозащиты.
При добыче пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей, для предупреждения попадания их в рабочие органы насоса, применяют шламоуловители или входные фильтры.
Входной фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией.
Задержание механических примесей осуществляется при прохождении загрязненной пластовой жидкости через установленные внутри фильтра фильтрующие элементы.
Шламоуловитель работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции, устанавливаемой между входным модулем и нижней секцией насоса. Улавливание и осаждение механических примесей осуществляется с помощью специальных улавливающих аппаратов.
Валы секций насоса соединяются между собой шлицевыми муфтами. Для этой цели на концах валов имеются шлицы (зубья) и впадины (пазы), радиально расположенные на поверхности.

Принцип работы центробежного насоса.

Работа насоса основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости. Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей под действием создаваемого разрежения. Из рабочего колеса жидкость забрасывается в направляющий аппарат, который по своим каналам направляет жидкость к центральной части следующего колеса. Вследствие такого принудительного отклонения потока жидкости, на внутренних стенках направляющего аппарата создается давление. Таким образом, скоростная энергия преобразуется в энергию давления.

Техническая характеристика насосов.

Основными параметрами насоса являются подача и напор. Под подачей понимают объем жидкости, который перекачивает насос за определенный промежуток времени (О, м3/сут). Напор — это максимальная высота, на которую насос может поднять жидкость (Н, м), или давление, которое способен преодолеть насос, выраженное в метрах столба жидкости.
В зависимости от условий эксплуатации центробежные насосы имеют переменные подачи и напоры. Графическая зависимость напора, потребляемой мощности и к.п.д. от подачи при постоянном числе оборотов называется характеристикой центробежного насоса. Обычно характеристики насосов устанавливают опытным путем (испытание водой />=1000 кг/м3): при постоянном числе оборотов насоса изменяют степень открытия задвижки, установленной на выходе из насоса, замеряют подачу (О), напор (Н) и мощность (И), далее по этим данным вычисляют КПД насоса <ц). Найденные таким путем зависимости изображают графически в прямоугольной системе координат, как правило, для 100 ступеней.
Основной характеристикой насоса считается зависимость напора от его подачи Н(О). По характеру кривой видно, что насос способен поднять столб жидкости на максимальную высоту (Н^, но при этом он будет работать вхолостую ((2=0) и наоборот — насос способен перекачать максимальный объем жидкости (0„„) при отсутствии противодавления (Н=0).

Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно и КПД будет равен нулю. При определенном соотношении () и Я, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 50%. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость г(0) около своего максимума уменьшается плавно (3 — 5%), поэтому вполне допустима работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Область возможных режимов работы насоса называется рабочей частью или рабочей зоной.
Кривая N(0) характеризует зависимость потребляемой насосом мощности от подачи. Стендовые испытания различных насосов показали, что как правило, потребляемая насосом мощность снижается при уменьшении подачи.
Подбор насоса по существу сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, осуществлял максимально допустимый отбор жидкости с заданной глубины и работал при этом, на режимах приближенных к максимальному КПД.

УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА
ЭЦН (К) (И) — XX — XXX — хххх
1 2 3 4 5 6
1 — Электроцентробежный насос
2 — Насос в коррозионостойком исполнении
3 — Насос в износостойком исполнении
4 — Габаритная группа насоса
5 — Номинальная подача насоса (м3/сут)
6 — Номинальный напор (м]
Габаритная группа насоса 5 5А 6 6А
Минимально допустимый внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм 123,7 130 144,3 148
Наружный диаметр корпуса насоса, мм 92 103 114 123

Пример обозначения электроцентробежного насоса с наружным диаметром корпуса 92 мм, номинальной подачей 80 м 3/сут и номинальным напором 1200 м, выполненного в износостойком исполнении:
ЭЦН (И) — 5 — 80 — 1200
Большое количество свободного газа, попадающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти, затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. При попадании газа в центробежный насос, в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», заполненные газожидкостной смесью пониженной плотности. С одной стороны, скопление газа стесняет проходное сечение канала, уменьшая подачу, а с другой стороны, препятствует нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса.

Вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка и происходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»).
Допустимая величина газосодержания на входе в насос колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции.

Источник