Установки погружных винтовых электронасосов

Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин. Однако их можно также применять и для добычи нефти обычной вязкости и газо­содержания.

- Наиболее эффективна эксплуатация этих установок на ме­сторождениях, где использование другого оборудования нецеле­сообразно или совсем невозможно.

Это относится, в основном, к месторождениям с низким ко­эффициентом продуктивности пласта, большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, высокой вязкости нефти в пластовых условиях, г Главным преимуществом погружных винтовых насосов перед другим оборудованием для добычи вяз-

кой нефти является то, что с повышением вязкости до опреде­ленных пределов (6-10-⁴ м²/с) к. п. д. насоса практически не снижается.

Установки типа УЭВН5 выпускают для пластовой жидкости температурой до 70 °С, максимальной вязкости 1 • 10~³ м²/с. Концентрация механических примесей не более 0,4 г/л, объем­ное содержание свободного газа на приеме насоса не бо­лее 50 %.

При эксплуатации установок в условиях, отличных от ука­занных (повышение механических примесей, обводненности, га­зосодержания и температуры перекачиваемой жидкости), ре­сурс насоса снижается из-за износа рабочих органов.

Установки (табл. 3.3) выпускают для скважин с условным диаметром колонны обсадных труб 146 мм по ГОСТ 632—80 (минимальный внутренний диаметр колонны не менее 121,7мм).

Выпускают установки трех модификаций для температур:

до 30 °С (А),

от 30 до 50 °С (Б),

от 50 до 70 °С (В, Г).

В обозначение установок в зависимости от температуры до­бываемой жидкости введены буквы А, Б и В (Г), например УЭВН5-16-1200А или УЭВН5-200-900В. Кроме того, установки

Т а б л и ц-а 3.3. Основные технические показатели установок

3.5. Основные показатели установок

Таблица типа УЭДН

частиц 0,2% (2 г/л); максимальное объемное содержание по­путного газа на приеме насоса 10%; водородный показатель попутной воды рН 6,0—8,5; максимальная концентрация серо­водорода 0,01 г/л.

Рабочий диапазон изменения температуры от 5 до 90 °С. В обозначении, например УЭДН-5-12.5-800ВПОО—1,6 по ТУ 26-06-1464—86 У — установка; ЭДН5-12,5-800 — типоразмер электронасоса; Э — привод от погружного электродвигателя; Д — диафрагменный; Н — насос; 5 — условное обозначение группы электронасоса для использования в скважинах с внут­ренним диаметром колонны обсадных труб не менее 121,7 мм; 12,5 — подача, м³/сут; 800 — напор, м.

Основные показатели установок типа УЭДН5 в номиналь­ном режиме при перекачивании электронасосом воды плотно­стью 1000 кг/м³ температурой 45 °С при напряжении сети 350 В и частоте тока 50 Гц приведены в табл. 3.5.

Установки типа УЭДН5 поставляют в виде составных частей в одном из вариантов поставки (ВП) согласно табл. 3.6.

Погружной диафрагменный электронасос опускают 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 устанавливают сливной клапан. Кабель­ную линию, по которой электроэнергия поступает к электро­насосу, крепят к трубам поясами по мере спуска, а на поверх­ности скважины — соединяют с комплектным устройством или с разъединительной коробкой системы электрооборудования, обеспечивающей предупреждение попадания нефтяного газа по кабелю в комплектное устройство. На поверхности скважины располагают устьевое оборудование, конструкцию которого вы­бирает потребитель установки в зависимости от условий экс­плуатации. Устьевое оборудование специальным отводом соеди­няют с наземным трубопроводом. Электрокоитактный манометр соединяют трубкой манометра с отводом, а сигнальным прово­дом— с комплектным устройством. Для предупреждения обрат­ного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопро­вода в насосно-компрессорные трубы отвод должен иметь об­ратный клапан.

Состав электрооборудования, габаритные размеры, масса

установок приведены в табл. 3.7.

Электронасос на рис. 3.4 (насос и электродвигатель в од­ном корпусе) содержит асинхронный четырехполюсный элек­тродвигатель 9, конический редуктор 8 и плунжерный насос 6 с эксцентриковым приводом 7 и пружиной 5 для возврата плун­жера. Эти узлы расположены в общей полости, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды

Таблица 3.6. Комплектность установки типа УЭДН

Составная часть	Число составных частей при варианте поставки
ВПОО	ВП01	ВП02	впоз
Кабель в сборе (кабели			_
круглый и плоский с ка-
бельной муфтой, уложен-
ные на металлический ба-
рабан)
Клапан сливной			—
Трубы шламовые (верх-			—
няя и нижняя)
Трубка манометра			—
Электронасос погружной
диафрагменный типа
ЭДН5
Комплект поясов 2 для			—
крепления кабеля
Электроконтактный мано-			—
метр
Комплектное устройство		—	—	—
Система электрооборудо-	—	—	—
вания
Комплект запасных ча-
стей

Таблица 3.8

Таблица 3.9 Техническаяхарактеристика

•Входит в состав кабеля в сборе.

резиновыми диафрагмой 4 и компенсатором изменений объема масла 10. Над диафрагмой размещены всасывающий 3 и нагне­тательный 2 шариковые клапаны. Муфта кабеля соединена с токовводом 1.

Насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование, от­водной трубопровод и обратный клапан в комплект поставки установок типа УЭДН5 не входят. Потребитель установок вы­бирает и приобретает их в зависимости от условий эксплуа­тации скважины.

§ 6. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ

И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ МОНТАЖА И ДЕМОНТАЖА

В процессе проведения монтажных и демонтажных работ, а также операций по спуску и подъему погружного центробеж­ного электронасосного агрегата применяют специальный ин-

струмент и приспособления, в том числе стальные пояса для крепления кабеля к насосно-компрессорным трубам и погруж­ному агрегату, кабельный ролик, пьедестал для спуска и подъ­ема установок, монтажные хомуты, элеваторы, заправочный ба­чок с насосом для масла, мегомметр, плоскогубцы для крепле­ния поясов, отвертки, ключи гаечные и торцевые, стальную иглу для извлечения свинцовых прокладок, шлицевые ключи для проверки вращения вала.

Крепления кабеля к насосно-компрессорным трубам и на­сосу выполняют стальными поясами, длина которых определя­ется размерами закрепляемого оборудования (табл. 3.8).

Кабельный ролик УЭН-29 с подвеской применяют во время спускоподъемных операций. Он предназначен для поддержания и ориентирования кабеля в сборе относительно устья скважины при проведении спускоподъемных операций подъемными уста­новками.

Ролик подвешивают в удобном месте на поясе вышки или мачты на высоте 4—5 м так, чтобы кабель, проходя по ролику, был направлен к устью скважины. Диаметр ролика опреде­лен из условий возможного изгиба кабеля любого диаметра (табл. 3.9).

Пьедестал ПМ25 (рис. 3.5 а) предотвращает повреждение кабеля при трении об край обсадной колонны при спускоподъ­емных операциях с погружными насосными агрегатами.

Пьедестал представляет собой неразборную конструкцию, состоящую из корпуса 3, затвора 4, стержня 5, пальца 2, фик­сирующего затвор, и двух ручек /.

Корпус выполнен сварным и имеет боковую прорезь. В ниж­нем опорном фланце корпуса сделаны пазы для крепления пьедестала к фланцу эксплуатационной колонны или кресто­вине устьевой арматуры. Затвор может перемещаться вдоль и вокруг оси стержня и в рабочем положении заводится за палец,

Рис. 3.5. Пьедестал ПМ25 (а) и монтажный хомут-элеватор (б):

а: 7 — ручка; 2 — палец; 3 — корпус; 4 — затвор; S — стержень; б: / — корпус; 2 — затвор; 3 — ось; 4 — болт; 5 — гайка

который неподвижно прикреплен к нижнему опорному фланцу корпуса.

Внутренняя цилиндрическая расточка корпуса вместе с ци­линдрической поверхностью затвора образует проход для на-сосно-компрессорных труб диаметром 60, 73 и 89 мм с прикреп­ленным к ним кабелем, кроме того, расточка центрирует спус­каемые трубы, предотвращая удары муфт о край фланца колонной головки. Так как верхний торец затвора расположен ниже опорной плоскости верхнего фланца корпуса, то отводи­мый через боковую прорезь кабель не может быть поврежден при опускании трубного элеватора на пьедестал.

Пьедестал для спуска и подъема установок должен приме­няться на скважинах с внутренним диаметром обсадной ко­лонны от 121,7 мм и более.

Пьедестал для спуска и подъема установок имеет следую­щую техническую характеристику.

0,245 395X260X190 23,5

Грузоподъемность, т
Габаритные размеры, мм
Масса, кг...................

Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 предназначен для подъема и спуска, удержания на весу или на фланце трубной головки сборочных единиц насоса, сборок насосного агрегата и насос­ного агрегата в целом.

Таблица 3.10. Техническая характеристика монтажных хомутов

Показатели	Хомут-элеватор ХМ-3	Хомут для двигателя
Грузоподъемность, т Интервал диаметров охватываемых труб, мм Габаритные размеры, мм Масса, кг	2,94 92—114 350X185X110 12,5	2,94 92—130 350X220X112 8,4

Монтажный хомут-элеватор ХМ-3 (рис. 3.5, б) состоит из корпуса /, затвора 2, двух откидных болтов 4 и двух гаек 5. Откидные болты 3 шарнирно прикреплены к корпусу 1 при по­мощи двух осей 3.

Корпус 1 представляет собой скобу с приваренными к ней проушинами, в которых имеются окна и отверстия для штропов и штырей.

На внутренних поверхностях корпуса 1 и затвора 2 имеется кольцевой выступ для захода в кольцевую проточку на головке поднимаемой сборочной единицы погружного насосного агре­гата.

Для подъема и спуска, удержания на весу или на фланце трубной головки электродвигателей, гидрозащиты и двигателя в целом применяют монтажный хомут, конструкция которого и порядок работы с ним аналогичны монтажному хомуту-эле­ватору ХМ-3 (табл. ЗЛО).

Насос для заправки электродвигателя жидким маслом включают после соединения двигателя с протектором. Насос поршневой с подачей 1,5 л/мин.

Максимальное давление составляет 30 МПа. Его приме­няют также для опрессовки электродвигателя, проверки герме­тичности кабельного ввода и для проведения других работ при ремонте электродвигателя.

АРМАТУРА УСТЬЕВАЯ

Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными электронасосами, применяют устье­вую арматуру типа АУЭ-65/50ХН. Она состоит (рис. 3.6) из корпуса 8, трубной подвески 7, пробоотборника 10, угловых вентилей 9, 12 и 13, перепускного клапана 1, быстросъемного соединения 11.

Корпус 8 имеет два отвода, оканчивающихся угловыми вен­тилями 12 и 13. Через угловой вентиль 13 и его отвод регули­руют давление в затрубном пространстве и производят различ-

ные технологические операции на сква­жине. К угловому вентилю 12 крепят бы-стросъемное соединение 9, пробоотбор­ник 10 и угловой вентиль 9. Поток нефти перекрывают угловыми вентилями 12 и 9.

Трубная подвеска 7 состоит из кони­ческого корпуса с двумя манжетами 2 и зажимной гайки 6. Корпус 8 выпол­няет роль трубной подвески, к нему крепят насосно-компрессорные трубы. К патрубку 5 монтируют пробковый кран 4 типа КППС65Х14.

Нефть из корпуса отбирают через угловой вентиль 12 в выкидную линию. Перепускной клапан 1 в корпусе пред­назначен для снижения давления в за-трубном пространстве через выкидную линию.

Предусмотрен также канал для про­пуска кабеля. Уплотнение кабеля 3 со­стоит из шайбы, вкладыша резинового и нажимного фланца.

Техническая характеристика АУЭ-65/50Х 14

Рабочее давление, МПа... 14

Рис. 3.6.Устьевая арма­тура типа АУЭ: / — перепускной клапан; 2 —' манжета; 3 — уплотне­ние кабеля; 4 — пробковый кран.; 5 — патрубок; 6 — за­жимная гайка; 7 — трубная подвеска; 8 — корпус; 9, 12, 13 — угловые вентили; 10 — отборник проб; // — быст-росъемное соединение

Условный проход, мм:

ствола....................................... 65

боковых отводов............................. 50

Запорное устройство:

ствола....................................... Кран пробковый

(задвижка)

боковых отводов................ Вентиль угловой

Габаритные размеры, мм.. 3452X770X1220
Масса, кг................................. 200