Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол.
Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля – секции. Модуль – головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.
Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.
В верхней части насоса имеется ловильная головка.
Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):
Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.
Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.
Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950,
1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

1.2.3. Погружные электродвигатели

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.
Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:

- мехпримесей не более 0.5 г/л;

- свободного газа не более 50%;

- сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до

1,25 г/л;
Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.
Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ.
Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.
Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

1.2.4. Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа.
Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.
Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

1.3. Краткий обзор зарубежных схем и установок.

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».
Погружные центробежные насосы применяются для добычи нефтепродуктов в ряден стран.
Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.
Рассчитаны на работу в скважинах:

- с температурой до 95С;

- содержание мехпримесей не более 0,5гл;

- сероводорода до 1,25 гл;

- свободного газа на приеме насоса до 35%.
После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита.
Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка
– гофрированный резиновый подшипник – используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника.
Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.
Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря износостойким материалам, намного тверже песка, устойчивым к воздействию агрессивных газовых и химических сред.
Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

- две опорные ступени насоса;

- валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;

- валы соединяются между собой с помощью зацепления;

- вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу;

- в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн) следующих типов ( таблица 1.1)

Таблица 1.1.
|Тип |Наружный |Максимальная |Номинальная|Допустимое |
|насоса |Диаметр, |мощность на |подача, |давление на |
| |(мм) |валу насоса, |м/сут |пяту, |
| | |КВт | |м.в.ст. |
|R 3 | | |30-50 |3862 |
|RC 5 | | |50-73 | |
|RA 7 | | |90-125 | |
|R 9 | | |109-133 | |
|RC 12 |101,6 |200 |133-186 | |
|R 14 | | |150-212 | |
|RA 16 | | |186-239 | |
|RA 22 | | |239-311 | |
|R 32 | | |311-437 |2652 |
|R 38 | | |437-570 |1676 |

Двигатель фирмы отличается конструкцией – число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки. В общем. Технические характеристики у двигателей фирмы
ODI ниже, чем у отечественных двигателей.
Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов).
Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.
Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в приложении.
При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проблеме защиты от абразии.
1.В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях насосов 55 и 70 серий для того, чтобы исключить попадание песка в область опорной втулки.
Конструкция ступени фирмы ODI представлена на рис.1.4.

1 – балансная гидравлическая конструкция устраняет необходимость балансных отверстий;
2 - пьедестальная конструкция позволяет плавный проток жидкости в рабочее колесо;
3 – поскольку в нормальном режиме рабочее колесо давит на опору сверху, такая конструкция препятствует попаданию песка в область между втулкой рабочего о поры диффузора;
4 – две опоры с феноловыми шайбами уменьшают радиальную нагрузку и увеличивают продолжительность службы шайб.

1.4.Аанализ работы ЭЦН..

1.4.1.Анализ фонда ЭЦН по АО “Сургутнефтегаз”

Таблица 1.1.
|состо|вс|Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я |
|яние |ег| |
| |о | |
| | |ЭЦ|ЭЦ|ЭЦ|ЭЦН5|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|Цен|OD|ВН|ЦУ|про|
| | |Н5|Н5|Н5|-125|5М-|5-2|5А-|5А-|5А-|5А-|5А-|три|I |Н |НА|чие|
| | |-2|-3|-8| |50 |50 |250|400|500|16 |25 |лиф| | |Р | |
| | |0 |0 |0 | | | | | | | | |т | | | | |
|Спуще|77|30|27|15|843 |389|360|148|73 |33 |17 |6 |105|38|42|0 |0 |
|но в |69|2 | |35| |1 | | | | | | | |7 | | | |
|скваж| | | | | | | | | | | | | | | | | |
|ину | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |68|22|25|13|768 |337|333|139|65 |31 |8 |2 |105|37|41|0 |0 |
|работ|57|1 | |72| |2 | | | | | | | |5 | | | |
|е | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |91|81|2 |16|75 |519|27 |9 |8 |2 |9 |4 |0 |12|1 |0 |0 |
|прост|2 | | |3 | | | | | | | | | | | | | |
|ое | | | | | | | | | | | | | | | | | |

1.4.2 Анализ фонда скважин.

1.4.3. По подаче.

За последние годы было выпущено около 1042 насосов типа ЭЦН, из них :
2,5% - ЭЦН 20
38,9% - ЭЦН 50
15,0% - ЭЦН 80
12,1% - ЭЦН 125

1,7% - ЭЦН 160
7,6% - ЭЦН 200
7,3% - ЭЦН 250
2,5% - ЭЦН 360
11,3% - ЭЦН 500

Таблица 1.2.

|Типоразмер |Фонд |Типоразмер |Фонд |
| |на 1.01.97 | |на 1.01.97 |
|ЭЦН 30 |25 |ЭЦН 200 |76 |
|ЭЦН 50 |389 |ЭЦН 250 |73 |
|ЭЦН 80 |150 |ЭЦН 360 |25 |
|ЭЦН 125 |121 |ЭЦН 500 |113 |
|ЭЦН 160 |17 |Всего |989 |

Импортного производства:

Таблица 1.3.

|Типоразмер |Фонд |Типоразмер |Фонд |
| |на 1.01.97 | |на 1.01.97 |
|R – 3 |6 |RA – 16 |1 |
|RC – 5 |9 |RA – 22 |1 |
|RA – 7 |5 |R – 32 |2 |
|R – 9 |6 |R – 32 |10 |
|RC – 12 |7 |Всего ODI |53 |
|R - 14 |6 | | |

1.4.4.По напору.

По напору насосы распределились следующим образом:
35,7% - напор 1300 метров
17,8 – напор 1200 метров напор 1400 метров напор 1700 метров напор 900 метров напор 750 метров напор 100 метров
В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30.50 кубических метров.

1.5. Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно- направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45.
Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до 1700 метров.
Динамический уровень:
-самый малый – устье;
-самый большой – > 1000 метров.
Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров.
В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.
Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено в таблице 1.4.

Таблица 1.4.
|0-200 |201-400 |401-800 |801-1000 |>1000 |всего |действ. |
| | | | | | |фонд. |
|193 |152 |389 |166 |115 |1015 |1115 |
|17,3% |13,6% |34,9% |14,9% |10,3% |91,0% |100% |

1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.

На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные установки.
К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности:
- реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;
- двигатели выходят из строя из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;
- насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.
Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.5.
|причины |НГДП |
|Нет подачи |200 |
|R - 0 |1020 |
|Клин |15 |
|Негерметичность НКТ |32 |
|прочие |48 |
|ВСЕГО |1315 |

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:

Таблица 1.6.
|№ |Причины отказа |1996 г. |1995 г |
|1 |Мехповреждение кабеля |71 |69 |
|2 |Засорение мехпримесями |162 |118 |
|3 |Агрессивная среда |1 |7 |
|4 |Негерметичность НКТ |14 |7 |
|5 |Несоответствие кривизны |6 |27 |
|6 |Некачественное глушение |2 |2 |
|7 |Электроснабжение |3 |6 |
|8 |Нарушение э/колонны |1 |2 |
|9 |Некачественный монтаж |29 |65 |
|10 |Полет ЭЦН |7 |1 |
|11 |Комплектация несоотв. заявке |26 |18 |
|12 |Бесконтрольная эксплуатация |39 |35 |
|13 |ГТМ |17 |4 |
|14 |Причина не выявлена НГДП |59 |53 |
|15 |Прочие |91 |- |
|Итого по вине НГДП |528 |414 |
|16 |Брак ремонта кабеля |7 |12 |
|17 |Брак ремонта ПЭД |9 |8 |
|18 |Брак ремонта гидрозащиты |1 |4 |
|19 |Брак ремонта насоса |1 |- |
|20 |Скрытый дефект оборудования |31 |13 |
|21 |Причина не установлена ЭПУ |3 |1 |
|Итого по вине ЭПУ |52 |38 |
|НДП + ЭПУ | | |
|Спорные | | |
|Заводской брак |5 |14 |
|Итого отказов |585 |466 |

Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:

Таблица 1.7.
|Эксплуат|Действ. |Отказы |Наработк|Кол-во |МРП |Средний|Обводне|
|. |фонд | |а |ремонтов| |дебет |нность |
|фонд | | |на отказ| | | | |
|199|199|199|199|199|199|199|199|199|199|19|19|199|199|199|199|
|5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |95|96|5 |6 |5 |6 |
|157|143|116|111|117|131|264|266|122|122|31|31|114|122|89,|90,|
|6 |1 |8 |5 |2 |5 | | |6 |4 |0 |0 |.5 |.6 |0 |4 |

1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом
1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%.
Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 – по корпусу гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса.
Основными причинами аварий являются следующие факторы:
1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.
2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН, которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.
3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк подземного оборудования.
4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин.
5.«Спутник».
Предлагаемые меры по сокращению аварийности:
1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А
2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню.
2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером
НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.
3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.
4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.
5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.
6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин полетов.

Страницы: 1, 2, 3