Схема УЭЦН и назначение узлов

Билет 51

Принципиальная схема УЭЦН:

1 - автотрансформатор;

2 - станция управления;

3 - кабельный барабан;

4 - оборудование устья скважины;

5 - колонна НКТ;

6 - бронированный электрический кабель;

7 - зажимы для кабеля;

8 - погружной многоступенчатый центробежный насос;

9 - приемная сетка насоса;

10 -обратный клапан;

11 -сливной клапан;

12 -узел гидрозащиты (протектор);

13 - погружной электродвигатель;

14 - компенсатор

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.

Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ
Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.
Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.
Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.
В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.
Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.
При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69.
Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения;
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости.
Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.
Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы – его Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность.
Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал,

сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы.
В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра,перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель.
Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция имеет такие же основные узлы.

2. Схема расположения оборудования на наземном вертикальном цилиндрическом резервуаре.

Схема должна обеспечивать правильную и безопасную эксплуатацию резервуаров: 1) наполнение и опорожнение резервуаров; 2) замер уровня нефти; 3) отбор проб нефти; 4) зачистку и ремонт резервуаров; 5) отстой нефти и удаление под­товарной воды; 6) поддержание давления и резервуаре в безопасных пределах.

Рис. 95. Расположение оборудования на наземном стальном резервуаре:

1 — световой люк; 2 — гидравлический предохранительный клапан; 3 — огневой предохранитель; 4 — дыхательный клапан; 5 — замерный люк; 6 — уровнемер; 7 — люк-лаз; 8 — хлопушка; 9 — приемно-раздаточные патрубки; 10 — перепускное устройство; 11— управление хлопушкой; 12 —лебедка; 13 — подъемная труба; 14 — шарнир подъемной трубы; 15 —роликовый блок.

Люк-лаз 7предназначен для проникновения людей внутрь резервуара при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и про­ветривания резервуара при проведении этих работ.

Замерный люк 5, который служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Замерный люк устанавливают на патрубке, вваренном вертикально в крышу резервуара. Крышка замерного люка герметично соединяется с корпусом прокладкой и нажимным откидным болтом. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом. Колодку изготовляют из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Световой люк 1 устанавливают на крыше резервуара над приемо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и проветривается резервуар перед зачисткой или ремонтом.

Приемо-раздаточные патрубки 9 предназначены для присоединения приемных или раздаточных трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка 8 и шарнир 14 подъемной трубы 13—внутри резервуара. Диаметры приемо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150—700 мм. При выборе диаметра приемо-раздаточного патрубка исходят из скоростей движения жидкости в трубопроводах, принимаемых в пределах 0,5—2,5 м/с.

Хлопушки 8 устанавливают для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемые и неуправляемые. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается, закрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством, состоящим из вращающегося барабана с наматы­вающимся на него тросом.

Перепускное устройство 10 служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Его устанавливают на всех резервуарах высотой более б м.

Подъемную трубу монтируют внутри резервуара; предназначена она для отбора нефти с требуемой высоты.