Эксплуатация скважин погружными электронасосами.

Современные штанговые насосы не позволяют эксплуатировать скважины большой глубины, которые достигают 5000 м и более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали высокой прочности. Да и подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому в настоящее время разработаны принципиально новые бесштанговые насосные установки с переносом двигателей на забой.

Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали применяться гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120 — 140 т/сут, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 т/сут. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — более 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2 — 3 лет без подъема.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата ( насос 3, электродвигатель 1, протектор 2), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля 4;устьевой арматуры 5; автотрансформатора 6 и станции управления 7(рис. 10.8.1.).

Погружной электродвигатель (ПЭД)1 расположен под насосом 3, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора 2. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную трансформаторным маслом.

Рисунок –10.8.1. – Установка погружного центробежного электронасоса.

Ток питания подводится через бронированный кабель 4, который спускается в скважину параллельно насосно-компрессорным трубам (НКТ) и крепится к ним хомутиками. Конец кабеля плоский. Кабель имеет кабельную муфту для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки. Питание электродвигателя осуществляется от промысловой сети, напряжение которой регулируется автотрансформатором 6. Управление и контроль за работой насоса проводят с помощью станции управления 7.

Длина электродвигателя (рис. 10.8.2.) в зависимости от мощности может достигать 10 м. Статор двигателя состоит из магнитных 5 и немагнитных 4 пакетов, собранных в общем корпусе 2. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выполнена из масло- и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит из отдельных секций 6, собранных на валу 1. Между роторными секциями установлены промежуточные опорные подшипники качения или скольжения 3. Скорость вращения ротора ПЭД составляет около 3000 об/мин.

Для серийных центробежных насосных установок выпускают двигатели мощностью от 10 до 125 кВт. Наружные диаметры корпусов равны 103, 117 и 123 мм. В настоящее время выпускаются погружные электродвигатели в термостойком исполнении для эксплуатации установок при температурах до 95 °С.

Погружной центробежный электронасос(рис. 10.8.3.) монтируется также в стальной трубе. Рабочие колеса 4 собраны на валу 3 (на шпонке) скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратах 5 как на подпятниках. Для уменьшения трения в расточку нижнего диска колеса запрессованы текстолитовые шайбы 6. Вал поддерживается подшипниками: верхним — скольжения 2 и нижним 7 — радиально-упорным. Число рабочих колец и направляющих аппаратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. При большом числе ступеней их размещают в двух, а иногда и в трех корпусах, соединенных в секции одного насоса. В соединительном патрубке верхней части насоса устанавливают обратный шариковый клапан 1, который необходим для заполнения НКТ жидкостью перед пуском насосного агрегата в эксплуатацию и удержания жидкости в них при вынужденных остановках работы скважины. Над обратным клапаном в конце НКТ имеется сливной патрубок, используемый для спуска жидкости при подъеме насосного агрегата на поверхность.

В зависимости от условий эксплуатации используют также насосы в износоустойчивом исполнении, которые применяют в обводненных скважинах со значительным содержанием песка(до 1 %). Рабочие колеса этих насосов изготовляют из полиамидной смолы, а в корпусе насоса устанавливают промежуточные резинометаллические подшипники.

Рисунок – 10.8.3. – Погружной центробежный электронасос.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере её убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидкости в двигатель.

Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами. Наружные диаметры корпуса насоса и протектора соответственно равны 92 и 114 мм.

Рисунок – 10.8.4. – Оборудование устья скважины.

Устье скважины оборудуют устьевым оборудованием ОУЭН (рис. 10.8.4). Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследования. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Нормальный ряд погружных центробежных электронасосов состоит из 100 и более типоразмеров насосов, отличающихся друг от друга подачей, напором и габаритами. В настоящее время наибольшее применение эти насосы получили для эксплуатации скважин, обсаженных трубами диаметрами 146 и 168 мм. Максимальные габариты насосных агрегатов с учетом кабеля для этих скважин — 114 и 136 мм.

При выборе насоса для эксплуатации скважин необходимо, чтобы паспортная суточная его подача не превышала суточной производительности скважины. В случае несоответствия этих условий либо ограничивают подачу насоса увеличением противодавления на устье, либо уменьшают развиваемый им напор уменьшением числа ступеней. Рекомендуется пользоваться вторым способом, так как при создании противодавления на устье нерационально расходуется электроэнергия, происходит быстрое изнашивание трущихся деталей и узлов насоса и сокращается срок его службы.

Погружные центробежные установки могут работать устойчиво, если в извлекаемой жидкости содержание механических примесей не превышает 1 мас. % и свободного газа — не более 2 об. % перекачиваемой жидкости. Увеличение объема свободного газа на приеме насоса приводит к снижению напора и подачи вплоть до полного ее прекращения. Для устранения вредного влияния свободного газа на работу центробежных электронасосов их погружают ниже динамического уровня на 250—350 м, а иногда и до 600 м (в зависимости от количества газа).

Эти насосные установки применяют для эксплуатации как вертикальных, так и наклонных скважин, закачки воды в пласт, раздельной эксплуатации двух пластов и др. Погружные центробежные электронасосы, используемые для закачки воды в пласт, имеют диаметр 375 мм, длину 7,6—9,5 м. Они обеспечивают подачу от 1500 до 3800 м³/сут при напорах с 1500 до 3000 м и мощности электродвигателя 500 кВт.

В настоящее время успешно работают на скважинах беструбные погружные центробежные электронасосы, спускаемые в скважину на кабель-канате. Подъем жидкости осуществляется через обсадные трубы, в связи с чем намного снижаются гидравлические потери. Эксплуатация скважин этими насосами позволяет увеличить подачу в 2 раза, так как значительно увеличиваются их габариты. При эксплуатации скважин с применением беструбных насосов двигатель помещается выше насоса, а для отделения скважины от полости всасывания применяют специальные пакеры-разобщители. Эксплуатация скважин беструбными насосами возможна тогда, когда нефть поднимается без воды и песка и не откладывается парафин на стенках обсадных труб. Насосы, спускаемые на кабель-канате, с успехом могут применяться при внутрискважинном заводнении пластов.

Для обеспечения подъема жидкости с больших глубин применяют установки центробежных электронасосов со спаренными электродвигателями, которые должны иметь одинаковые характеристики. При использовании спаренных насосов увеличивается сила тока и диаметр кабеля на 2—5 мм.

В нашей стране прошли широкие промышленные испытания винтовые погружные насосы для эксплуатации скважин диаметрами 146 и 168 мм с подачей 40, 80, 100 м³/сут при напорах до 1000 м. В качестве привода в них используются погружные электродвигатели, подобные применяемым в центробежных установках.

Рабочими органами винтового насоса (рис. 10.8.5.) являются однозаходные стальные винты 4 и 2 и резинометаллические обоймы 5 и 1, внутренняя часть которых, представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза больше, чем шаг винта. Винты соединяются эксцентриковой муфтой 3. Между винтом и обоймой образуются свободные полости или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта поступает вдоль него к полости нагнетания

Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами, имеющими правое и левое направление спирали винта, благодаря чему во время работы они взаимно гидравлически разрушаются и тем самым опорный подшипник и пята предохраняются от больших осевых нагрузок. Поскольку по данной схеме рабочие органы насоса работают параллельно, то при тех же диаметральных габаритах насоса получаем удвоенную подачу. Положительные качества винтового насоса — улучшение его характеристик с увеличением вязкости нефти, малая чувствительность к присутствию свободного газа и возможность подачи жидкости с увеличенным содержанием механических примесей.