Электродиафрагменные насосы

1. Штанговые глубинные насосы (ШГН).

Насосы вставные. Конструкции, области применения, коэффициент подачи насоса

Штанговые глубинные насосы (ШГН) — это насосы, погружаемые значительно ниже уровня жидкости, которую планируется перекачать. Глубина погружения в скважину позволяет обеспечить не только стабильный подъём нефти с большой глубины, но и отличное охлаждение самого насоса. Также подобные насосы позволяют поднимать нефть с высоким процентным содержанием газа.

Штанговые насосы

ШГН предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер).

В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 3. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 4. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг 5, которые передают ему возвратно- поступательное движение от специального механизма (станка-качалки), установленного на поверхности.

Добыча нефти при помощи штанговых насосов — самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

  • обладают высоким коэффициентом полезного действия;
  • проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;
  • для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;
  • установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации — в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, — это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

7 стр., 3045 слов

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

... штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 ... и тепловые. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с ... клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, ...

Рис. 5 Вставной скважинный насос

Такие насосы опускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее смонтированного в спускаемых в скважину насосных трубах. В результате для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте, затрачивается много времени.

Насос скважинный вставной НСВ1 (рис. 5) состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера 6 и замковой опоры 4. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце конус 3, который служит опорой насоса.

Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг при помощи штока 1, конец которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Насос в скважине устанавливается на замковой опоре 4, предварительно спущенной на насосных трубах 2, на нижнем конце которых смонтирована направляющая труба 7. Спущенный и укрепленный в замковой опоре вставной насос работает, как обычный трубный насос.

Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов — из стальных втулок такой же длины. В зависимости от длины хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17.

Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200—1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наружная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для повышения износостойкости и затем полируется. На обоих концах плунжера нарезана внутренняя резьба для присоединения клапанов или переводников.

Клапаны насосов. В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком — со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.

Для передачи движения от станка-качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги — стальные стержни круглого сечения длиной 8 м, диаметрами 16, 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт.

Условия эксплуатации штанг определяют повышенные требования к их прочности, поэтому для изготовления штанг применяют сталь высокого качества.

Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе, называется его подачей.

Фактическая

коэффициентом подачи насоса

Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5—0,6.

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.

Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, например: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает большое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в. насосе и трубах откладывается парафин.

25 стр., 12013 слов

Ремонт и монтаж центробежных насосов по перекачке нефти и газа

... цель дипломного проекта – проанализировать технологию ремонта центробежных насосов и газомотокомпрессоров, выявить достоинства и недостатки каждого вида ремонта центробежных насосов, установить нормы парка запасных частей, обосновать ... подключением ее накоротко к зажимам вторичной обмотки трансформатора). Магнитную смесь, применяемую при этом, изготовляют из200—250 г ферромагнитного порошка и 1 л ...

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, которые включают: использование насосов с уменьшенным вредным пространством; удлинение длины хода плунжера; увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Для предохранения насоса от вредного влияния песка: ограничивают отбор жидкости из скважины; применяют насосы с плунжерами специальных типов (с канавками, типа «пескобрей»); применяют трубчатые штанги и др.

Рис. 6 Газопесочный якорь

Защитные приспособления на приеме насоса.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 6. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, ав нижней — рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, одновременно связывающий корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру 4 , где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу 6 направляется в песочную камеру 7, отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубку 3 на прием насоса 2 .

В зависимости от количества песка, поступающего с нефтью при добыче, выбирают длину корпуса песочной камеры.

Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42, 48 мм.

Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоединяют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина.

Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают площадь кольцевого пространства, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости.

По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина обычно применяют методы устранения отложений парафина, при которых не требуются остановка скважины и подъем труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками различной конструкции, установленными на колонне штанг;

2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;

3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В настоящее время при насосной эксплуатации широко применяют насосно-компрессорные трубы, футерованные стеклом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.

Глубинные штанговые насосы

Преимущества штанговых глубинных насосов

  • Обладают высоким коэффициентом полезного действия;
  • Для первичных двигателей могут быть использованы самые разнообразные приводы;
  • Проведение ремонта непосредственно на месте выкачки нефти;

— Установки штанговых глубинных насосов могут производиться в усложненных условиях добычи нефти — в скважинах с наличием мелкодисперсного песка, при наличии парафина в добываемом продукте, при высоком газовом факторе, при откачке различных коррозийных жидкостей.

Характеристики штанговых глубинных насосов

  • Обводнённость — до 99%;
  • Температура — до 130 С;
  • Работа при содержании механических примесей до 1,3 г/литр;
  • Работа при содержании сероводорода — до 50 мг/литр;
  • Минерализация воды — до 10 г/литр;
  • Показатели pH — от 4 до 8.

Добыча нефти с применением скважинных штанговых насосов — один самых распространённых способов добычи нефти. Это не удивительно, простота и эффективность работы сочетаются в ШГН с высочайшей надёжностью. Более 2/3 действующих скважин используют установки с ШГН.

штангового глубинного насоса

ШГУ включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

  • б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 1 Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 , насосно-компрессорных труб 3 , подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6 , сальникового штока 7 , станка качалки 9 , фундамента 10 и тройника 5 . На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1 .

СТАНКИ-КАЧАЛКИ

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2 Станок-качалка типа СКД 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент).

Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).

Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13).

Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Станок_качалка

Число ходов балансира, мин.

Масса, кг

Редуктор

СКД3 — 1.5-710

5 ё 15

3270

Ц2НШ — 315

СКД4 — 21-1400

5 ё 15

6230

Ц2НШ — 355

СКД6 — 25-2800

5 ё 14

7620

Ц2НШ — 450

СКД8 — 3.0-4000

5 ё 14

11600

НШ —700Б

СКД10 — 3.5-5600

5 ё 12

12170

Ц2НШ — 560

СКД12 —3.0-5600

5 ё 12

12065

Ц2НШ — 560

В шифре, например, СКД8 — 3.0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП — 114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика

Нагрузка на шток, кН (тс)

60 (6)

Длина хода, м

1.2 ё2.5

Число двойных ходов в минуту

1 ё7

Мощность, кВт

18.5

Масса привода, кг

1800

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

ШТАНГИ НАСОСНЫЕ (ШН)

ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рисунок 16).

Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные — 1000 — 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 5 Насосная штанга

Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из отдельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рисунок 6) — для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП — для соединения штанг разного диаметра.

Рисунок 6 Соединительная муфта а — исполнение I; б — исполнение II

Для соединения штанг применяются муфты — МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосноориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм 2 . Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000 ё 11000 мм.

Преимущества: снижение веса штанг в 3 раза, снижение энергопотребления на 18 ё 20 %, повышение коррозионной стойкости при повышенном содержании сероводорода и др. Применяются непрерывные штанги «Кород».

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С — вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

  • НВ1Б — вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;
  • НВ1Б И — то же абразиовостойкого исполнения по стойкости к среде;
  • НВ1БТ И — то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;
  • НВ1БД1 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;
  • НВ1БД2 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения:

НВ2Б — вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде (рисунок 8).

Рисунок 8 Скважинный штанговый насос исполнения НВ2Б 1 — защитный клапан; 2 — упор; 3 — шток; 4 — контргайка; 5 — цилиндр; 6 — клетка плунжера; 7 — плунжер; 8 — нагнетательный клапан; 9 — всасывающий клапан; 10 — упорный ниппель с конусом

Варианты крепления насосов приведены на рисунке 11.

Рисунок 11 Крепление вставных насосов

2. Эксплуатация скважин установками электродиафрагменных насосов

Одной из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений является существенное увеличение числа малодебитных скважин. Наиболее распространенными при эксплуатации таких скважин являются установки скважинных штанговых насосов. Однако при увеличении интенсивности искривления ствола скважины и обводненности продукции, а также при наличии в откачиваемой жидкости твердых механических примесей имеет место резкое уменьшение МРП скважин, оборудованных ШСНУ, что обусловлено заклиниванием или повышением износа плунжера насоса, обрывом и истиранием насосных труб и штанг [42].

Для таких условий эксплуатации были разработаны установки электродиафрагменных насосов, которые относятся к бесштанговым насосам, что определяет их эксплуатационные качества.

Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.

По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом — рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.

Погружные диафрагменные насосы различных типов классифицируют по ряду признаков:

  • по способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение: механический привод, гидравлический привод;
  • по конструкции диафрагмы: плоская, цилиндрическая, сильфон;
  • по виду энергии, подводимой к насосу с поверхности: электрическая, гидравлическая.

Первые экземпляры диафрагменных насосов для добычи нефти были испытаны в 60-х годах. Эксплуатационников привлекли следующие конструктивные достоинства УЭДН, выгодно отличающие их от применяемых повсеместно штанговых насосов:

  • отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного оборудования;
  • небольшая установочная мощность электропривода;
  • простота монтажа и эксплуатации;
  • удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и свободный газ;
  • возможность применения в скважинах с низкими дебитами;
  • возможность эксплуатации месторождений с небольшими устьевыми площадками (море, болота и др.).

3. Конструкция электродиафрагменных насосов

электродиафрагменный насос скважина скважинный

Схема УЭДН (рис. 4.6) похожа на монтажную схему установок погружных электронасосов.

Погружной электродиафрагменный насос / опускают в скважину на НКТ (ГОСТ 638-80) с условным диаметром 42; 48 и 60 мм. Для увеличения рабочего объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб 3 и 4 первая труба над электронасосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан 5. Кабельная линия 6, по которой подводится электроэнергия к насосу /, по мере спуска крепится к трубам поясами 2, а на поверхности — соединяется с комплектным устройством // или разъединительной коробкой системы электрооборудования, обеспечивающей предупреждение попадания попутного нефтяного газа по кабелю в комплектное устройство. На поверхности располагается устьевое оборудование 7, конструкция которого выбирается потребителем установки в зависимости от условий эксплуатации. Устьевое оборудование специальным отводом соединяется с наземным трубопроводом. Электроконтактный манометр 9 соединяется с трубкой 8 манометра с отводом, а сигнальным проводом 10 — с комплектным устройством //. Для предупреждения обратного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод должен быть снабжен обратным клапаном.

Рис. 4.6 Установка электродиафрагменного насоса типа УЭДН5

Электронасосы и установки различных типоразмеров были полностью унифицированы. При этом электронасосы отличаются рабочим диаметром сменной плунжерной пары, входящей в состав плунжерного насоса, а установки — сечением и длиной круглого кабеля, входящего в состав кабельной линии.

Рис. 4.7 Погружной электродвигатель для диафрагменного насоса ПЭД2.5-117/4В5: / — крышка; 2 — шлицевый конец вала; 3 — шпилька; 4 — пята; 5 — подпятник; 6 — вал; 7 — обмотка статора; 8 — ротор; 9 — статор; 10 — корпус; 11 — подшипник скольжения; 12 — канал; 13 — пробка; 14 — диафрагма; 15 — внутренняя камера; 16 — внешняя камера; 17 — дно; 18 — отверстия; 19 — уплотнения; 20 -болты; 21 — выводные провода; 22 — втулки

Принципиально отличающимися от УЭЦН являются электродвигатель и насос, поэтому будет рассмотрена только их конструкция.

Для привода ЭДН применен погружной асинхронный четырехполюсный электродвигатель, выполненный в виде отдельного блока (рис. 4.7).

В цилиндрическом стальном корпусе размещен статор 9, обмоткой которого служит эмалированный теплостойкий провод марки ПЭТ. Выводные провода 21 обмотки статора снабжены втулками 22 для соединения со штекерами токовводов.

Вал 6 шихтованного короткозамкнутого ротора 8 вращается в четырех металлофторопластовых радиальных подшипниках скольжения //.

Осевые нагрузки воспринимаются упорным подшипником скольжения, состоящим из стальной пяты 4 и бронзового подпятника 5.

В нижней части электродвигателя установлена резиновая диафрагма 14, внешняя камера которой через отверстие 18 в дне 17 сообщается со скважинной средой. Внутренняя камера 15 через канал 12, выполненный по всей длине вала, сообщается с полостью насоса. С помощью диафрагмы происходит выравнивание давления внутри и вне насоса, а также компенсируется изменение объема масла.

Электродвигатели ПЭД2,5-117/4В5 имеют следующую техническую характеристику:

Мощность, кВт……………………………………………………… 2,5

Напряжение, В……………………………… 350

Сила тока, А…………………………………………… 7,9

Частота переменного тока, Гц……………………… 50

Частота вращения вала, мин» 1 ……………………… 1500

Скольжение, % ……………………………………………… 7

КПД, % …………………………………………………… 75

Коэффициент мощности……………………………………………………… 0,7

Температура окружающей среды, °С, не более…………………… 90

Габаритные размеры, мм:

Наружный диаметр…………………………………………………… 117

длина………………………………………………………………… 1370

Масса, кг……………………………………………… 80 ± 10

Погружной электродиафрагменный насос (рис. 4.8)

снабжается эластичной диафрагмой, совершающей

колебательные движения и создающей за счет этого эффект

всасывания и нагнетания. Отличительной конструктивной особенностью ЭДН является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды. Это должно обеспечить более длительную работу узлов и деталей насоса в скважине.

Диафрагма 19 взаимодействует с плунжером 5, перемещающимся возвратно-поступательно под действием эксцентрикового привода 4. Последний включает в себя эксцентрик, вращающийся в подшипниках, и редуктор 21, ведущая шестерня которого посажена на вал электродвигателя 2.

Рис. 4.8 Погружной электродиафрагменный насос типа ЭДН5: 1.компенсатор электродвигателя; 2.электродвигатель; 3. стакан; 4.эксцентриковый привод;5. плунжерный насос;6 — пружина; 7.корпус; 8— резьба; 9.головка; 10. всасывающий клапан; 11.нагнетательныйклапан;12— сетка; 13 . газосепаратор; 14 — муфта; 15— трубка; 16 — патрубок; 17— крышка; 18— токоввод; 19— диафрагма; 20— штекерныйразъем; 21 — конический редуктор

Таблица 4.8

Техническая характеристика УЭДН

Типоразмер

Показатель

Подача,

м 3 /сут

Давление, МПа

Мощность, кВт

КПД, %

УЭДН5-4-1700

4,0

17

2,20

35

УЭДН5-4-2000

4,0

20

2,55

36

УЭДН5-6.3-1300

6,3

13

2,45

38

УЭДН5-6.3-1500

6,3

15

3,15

38

УЭДН5-8-1100

8,0

11

2,65

38

УЭДН5-8-1300

8,0

13

3,25

39

УЭДН5-10-1000

10,0

10

2,85

40

УЭДН5-10-1200

10,0

12

3,35

40

УЭДН5-12.5-800

12,5

8

2,85

40

УЭДН5-16-650

16,0

6,5

2,85

40

УЭДН5-20-600

20,0

6

3,50

40

Примечание.

Диаметр и

длина электронасоса

для всех

установок

составляют соответственно 117 и

2700 мм, масса — 115 кг

Движение диафрагмы вниз вызывает срабатывание всасывающего клапана 10, через который скважинная жидкость поступает в диафрагменную полость. Движение вверх приводит к выталкиванию жидкости через нагнетательный клапан //в насосно-компрессорные трубы.

Трубка 15 служит для защиты нагнетательного клапана от осаждающихся из добываемой жидкости механических примесей при остановках насоса. Муфта 14 и патрубок 16 обеспечивают присоединение электронасоса к НКТ.

Наиболее нагруженными элементами агрегата являются редуктор, диафрагма и клапаны.

В ОКБ БН были разработаны УЭДН, характеристика которых приведена в табл. 4.8.

3. Испытание установок электродиафрагменных насосов

Расчеты, проводимые при подборе УЭДН к скважинам, включают в себя определение следующих параметров. 1. Подача, м 3 /сут,

О = l,3610″ 4 ae/»(l — s) (Ри)~Ч 2 , (4.7)

где a — коэффициент подачи; е — эксцентриситет привода, мм; f — частота тока, Гц; s — коэффициент скольжения привода; Р

число пар полюсов электродвигателя; и — передаточное число конической передачи; d — диаметр плунжера, мм.

При известных значениях некоторых параметров: е = 8 мм; и = 1,8; Р = 2, формула (4.7) может быть упрощена и представлена в виде

О = 3,0210- 4 а/»(1 —s)d 2 . (4.8)

2. Полезная мощность насоса

N = pQ, (4.9)

где N — мощность насоса, кВт; р — давление, Па; О ~ подача, м3 /с.

3. Мощность электродвигателя

N f = OQ/i\, (4.10)

где ц — КПД насоса.

УЭДН к скважинам подбирают по их условной характеристике, определяющей зависимость между суточным дебитом и давлением, расходуемым на подъем жидкости из скважины с определенным противодавлением.

Оптимальный режим работы УЭДН и увязка ее с работой пласта производятся по общепринятым положениям: подача насоса должна быть равна дебиту скважины.

4. Глубина подвески насоса L H определяется из глубинырасчетного динамического уровня L R при отборе заданногообъема жидкости из пласта и значения погружения h m создающего необходимое давление на приеме, т.е.

Ln = L u + h u + p y /pg + h^-Hr, (4.11)

где р у — устьевое давление, Па; h^ — потери на трение, м; Н т —высота подъема жидкости за счет работы газа, м.

Первые опытные экземпляры насосов показали, что наиболее уязвимыми узлами являются редуктор и клапаны.

Наличие песка в продукции экспериментальных скважин приводило к образованию песчаных пробок и абразивному износу узлов.

Однако и результаты последующих испытаний не привели к созданию надежной конструкции. Это видно по данным эксплуатации 15 скважин УЭДН в ОАО «Оренбургнефть», приведенных в табл. 4.9.

Основной показатель работы оборудования в скважине -межремонтный период составляет 206 сут, что на 71 сут ниже, чем у скважин, эксплуатируемых ШСНУ, и на 141 сут меньше, чем у скважин с УЭЦН.

Наиболее слабым узлом современных УЭДН является электродвигатель: 67 % подъемов насосов произошло из-за отказа привода. При этом основной причиной отказа является пробой обмотки статора ПЭД из-за слабой межвитковой изоляции провода. На сопротивление изоляции влияет попадающий в двигатель газ, диффундирующий через диафрагму.

Недостаточно надежным является клапанный узел насоса, изнашивающийся при воздействии на него механических примесей.

Анализ работы скважин, оборудованных УЭДН, в других регионах показал, что и там их показатели отстают от аналогичных для ШСНУ и УЭЦН.

Хотя в силу более благоприятных скважинных условий этот показатель выше, чем в ОАО «Оренбургнефть», межремонтный период их вдвое-втрое ниже, чем, например, у погружных центробежных насосов.

В настоящее время большинство скважин из ранее эксплуатировавшихся УЭДН не работают: они были переведены на другие способы эксплуатации. Тем не менее технические характеристики УЭДН и их эксплуатационные возможности, заложенные в конструкции, должны быть реализованы путем дальнейшего совершенствования и повышения надежности отдельных узлов.

В 1991-1992 гг. ОКБ БН разработало модернизированную конструкцию установок с увеличенными параметрами (табл. 4.11).

Модернизированные установки типа УЭЦН5 с 1993 г. выпускаются ИЭМЗ по ТУ 3665-007-00220440-93. По этим ТУ при максимальной массовой концентрации твердых частиц в перекачиваемой среде 0,05 % (0,5 г/л) средняя наработка на отказ составляет не менее 8000 ч (335 сут) [42].

Опыт применения установок погружных электродиафрагменных насосов типа УЭДН5 на промыслах России показывает, что их основными технико-экономическими преимуществами являются:

  • высокий КПД электронасоса — от 34 до 40 % в зависимости от типоразмера;
  • незначительный износ его основных узлов, герметично изолированных от перекачиваемой среды и работающих в чистом масле;
  • простота монтажа на устье скважины, куда электронасос поступает моноблоком;
  • Таблица 4.11

Основные характеристики установок УЭДН5, выпускаемых ИЭМЗ

Типоразмер установки

Подача,

Давление, МПа

Мощность электронасоса

сут

(потребляемая), кВт

УЭДН5-4-2000

4,0

20

<2,55

УЭДН5-6.3-1500

6,3

15

< 3,15

УЭДН5-8-1300

8,0

13

<3,25

УЭДН5-10-1200

10,0

12

<3,35

УЭДН5-12.5-900

12,5

9

<3,40

УЭДН5-16-750

16,0

7,5

<3,40

УЭДН5-20-600

20,0

6

<3,50

сокращение в 2-3 раза общей металлоемкости и установочной мощности при обустройстве скважин;

  • возможность применения НКТ малого диаметра;
  • сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание в связи с отсутствием привода;
  • эффективность применения в скважинах с очень низкими дебитами, так как обеспечивается непрерывная работа взамен периодической эксплуатации, отрицательно влияющей на нефтеотдачу пласта;
  • эффективность использования в скважинах с кривыми или наклонно направленными стволами.