Трубные насосы

 

Поскольку у трубных насосов цилиндр насоса является неотъемлемой частью колонны НКТ, он должен быть встроен вместе с насосно-компрессорными трубами. Плунжер и нагнетательный клапан могут быть смонти­рованы на насосных штангах позже (рисунок 10.44). Вса­сывающий клапан устанавливается в нижней части насоса при помощи соответствующих устройств. Для разборки всасывающий клапан может быть захвачен и извлечен, в результате чего насосно-компрессорные трубы опо­рожняются. Всасывающие клапаны изготовляются также в неизвлекаемом исполнении. В таком случае допускается их исполнение более крупного размера, что имеет немаловажное значение при высоких дебитах. При применении неподвижно встроенного всасы­вающего клапана рекомендуется предусмотреть до­полнительный дренажный клапан для НКТ. Ввиду того, что плунжер имеет точно обработанную поверхность, не разрешается его вводить в длинную, внутри необра­ботанную колонну насосно-компрессорных труб.

Технология установки трубных насосов позволяет применять скважинные насосы, номинальный диаметр которых больше номинального диаметра НКТ. При одинаковом размере НКТ подача трубного насоса всегда будет больше подачи вставного скважинного насоса из-за большего диаметра цилиндра. Следовательно, трубные насосы применяются преимущественно для более крупных дебитов с небольшой глубины. Ограниченность глубины отбора обусловлена максимальной предельной нагрузкой на колонну НКТ. Как правило, срок службы трубного насоса больше, чем срок службы вставного насоса из-за больших размеров изнашивающихся деталей. Помимо ограниченности глубины отбора дополнительный недостаток заключается в том, что при каждой замене насоса необходимо извлекать всю колонну.

 

Втулочные трубные насосы (TL)

 

У втулочных трубных насосов (TL) в кожухе соосно зажаты втулки длиной в 1 фут каждая, по хонингованной поверхности которых перемещается плунжер. Втулки центрируются в кожухе при помощи калибра и фиксируются с обеих сторон кожуха навинченными стяжными муфтами. Одно из преимуществ данного типа насоса заключается в том, что имеется возможность доработки втулок и удобной их замены в случае необходимости.

Оптимальные антифрикционные свойства достигаются при применении стандартной комбинации твердохромированных плунжеров с втулками центробежного литья. Кроме того, имеются также закаленные и коррозионностойкие втулки и плунжеры с дополнительным твердым покрытием, которые пригодны для применения в условиях повышенной коррозии или абразива.

Указанные преимущества компенсируют незначительно большую стоимость втулочного насоса по сравнению с цилиндровым насосом.

 

Насосы с толстостенным цилиндром (ТН)

 

Насосы типа ТН – это трубные насосы, оснащенные металлическим плунжером и толстостенным хонингованным цилиндром с цилиндрической наружной резьбой. Зазор между цилиндром и плунжером у насоса ТН больше, чем у насоса TL. Антифрикционные свойства цельнометаллического стального цилиндра хуже, чем антифрикционные свойства втулок центробежного литья у насосов типа TL. Однако эта менее оптимальная комбинация материалов влияет на износ лишь при значительном содержании воды в обводненной нефти. Все остальные части, как, например, плунжер или клапан, соответствуют исполнению насоса типа TL.

Выпускаются также насосы специального исполнения, например, для большой растягивающей нагрузки от длинной хвостовой трубы. Проходное сечение насоса ТН соответствует проходному сечению насоса TL.

 

Трубные насосы с мягким уплотнением (ТР)

 

Насосы типа ТР представляют собой трубные насосы, оснащенные плунжером с мягким уплотнением, движущимся в толстостенном цилиндре с конической наружной резьбой.

Применяются плунжеры с мягким уплотнением в различном исполнении, как например:

– со шлицевыми пластмассовыми кольцами;

– с пластмассовыми кольцами, наполненными графитом;

– манжетные плунжеры (с манжетами различных типов);

– комбинации вышеназванных уплотняющих элементов.

При выборе уплотняющих элементов необходимо учитывать температуру, глубину посадки и степень обводнения откачиваемой среды.

Насосы ТР пригодны для применения в эксплуатационных скважинах с повышенной степенью обвод­ненности при одновременном содержании незначительных количеств тонкозернистого песка в откачи­ваемой жидкости. Крупнозернистый песок, скапливающийся на уплотнительных элементах (мягких уплотнениях), приводит к быстрому износу цилиндра.

Применение плунжеров с мягким уплотнением не ограничивается лишь насосами типа ТР; такие плунжеры устанавливаются также в насосах других типов, в некоторых случаях также в сочетании с безнапорными пескосъемными комплектами.

Вставные насосы

 

Вставные насосы характеризуются тем, что монтаж комплектного насоса в колонну НКТ, а также демонтаж его осуществляется вместе с насосными штангами; при установке насос находится в стопорном седле (якорном башмаке) колонны насосно-компрессорных труб.

Благодаря разнообразию типов и многочисленным вариантам материалов, используемых для изготовления элементов насоса, вставные насосы могут быть оптимально адаптированы к условиям скважины. При одинаковом размере НКТ у вставных насосов диаметр плунжера меньше, проходное сечение меньше и, следовательно, объем подачи меньше, чем у трубных насосов.

В зависимости от того, осуществляется ли откачка перемещением плунжера или же перемещением цилиндра, различают следующие типы вставных насосов:

1. насосы с неподвижным цилиндром и подвижным плунжером;

2. насосы с неподвижным плунжером и подвижным цилиндром.

Насосы с подвижным плунжером и неподвижным цилиндром (RWA, RWB) по компоновке клапанов (большой всасывающий клапан, малый нагнетательный клапан) и по режиму потока отличаются более выгодными показателями выделения и интерференции газа. Они обеспечивают хорошие условия сжатия и этим самым высокий объемный коэффициент полезного действия.

Насосы с неподвижным плунжером и подвижным цилиндром (RWT) всегда имеют нижнее крепление, неподвижный плунжер и перемещающийся цилиндр.

По типу конструкции этих насосов неизбежны нижнее расположение замка, наличие длинного всасывающего канала (через полый плунжер и соединительный трубопровод к замку) и невыгодные размеры клапанов (малый всасывающий клапан, большой плунжерный клапан).

Насосы с подвижным цилиндром непригодны для применения в усложненных газовых условиях. Потери давления на стороне всасывания способствуют интерференции газа, в результате чего уменьшается объемный коэффициент полезного действия.

Установкой второго всасывающего клапана в зоне замка можно уменьшить проблемы всасывания, в особенности при низком уровне жидкости.

Различные виды исполнения вставных насосов отличаются:

а) по типу крепления (замка);

б) по типу рабочего цилиндра и плунжера.

 

По типу крепления

– насосы с замком в нижней части насоса, рисунок 5, а;

– насосы с замком в верхней части насоса, рисунок 5, б;

– насосы с замками в нижней и верхней частях насоса, рисунок 5, в (редко).

Все три указанных замка выполняются в виде манжетных или механических замков. В некоторых случаях применяются также комбинации этих двух вариантов.

 

По типу рабочего цилиндра и плунжера

Применяются тонкостенные и толстостенные цилиндры с металлическими плунжерами или плунжерами с мягким уплотнением. Возможно также исполнение с кожухом и цилиндрическими втулками. Речь идет о вставных насосах типа RLA, RLB и RLT.

 

На рисунке 10.46 показана схема насоса с подвижным цилиндром.

КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ шсн

 

1 Цилиндр

 

Цилиндры скважинных насосов выполняются самых различных конструкций.

Толстостенные цилиндры для всех длин хода изготовляются из холоднотянутых бесшовных труб различных материалов. Благодаря большой толщине стенок они почти не деформируются, но их внутренний диаметр меньше, чем у тонкостенных цилиндров, что отрицательно сказывается на эффективной площади плунжера.

Тонкостенные цилиндры изготовляются из цельнотянутых труб или сварных труб с продольным швом. Из-за небольшой устойчивости к деформации длина цилиндров ограничена. Кроме того, этот вид исполнения с тонкой стенкой чувствителен в отношении высоких перепадов давления. Для повышения износостойкости рекомендуется закалка или твердое хромирование рабочих поверхностей.

 

Рабочие цилиндры трубных насосов

 

У трубных насосов применяются рабочие цилиндры следу­ющих видов исполнения:

– кожух с цилиндрическими втулками;

– толстостенный хонингованный цилиндр;

– толстостенный хонингованный цилиндр, предназначенный
для применения в комбинации с плунжером с мягким уплотнением.

 

Кожух с цилиндрическими втулками

Этот вид исполнения одинаковый для насосов TL (трубных насосов) и RL (вставных насосов).

Принципиально различают цельные втулки (употребляются редко) – рисунок 10.47 – и секционные втулки. Секционные втулки представляют собой соосно расположенные в кожухе цилиндрические втулки (длиной в 1 фут каждая), фиксируемые стяжными муфтами с обоих концов кожуха. Преимущество данной конструкции заключается в том, что в таких цилиндрах имеется возможность доработки или замены отдельных втулок. Имеются также специаль­ные втулки с увеличенной толщиной стенки. Втулки изго­товляются из термически улучшенных или закаленных труб центробежного литья. Внутренняя поверхность (ра­бочая поверхность плунжера) точно хонингована с очень узкими допусками.

Отличные антифрикционные свойства дает комбинация втулки центробежного литья с твердохромированным плунжером, в особенности при откачке некорродирующих и неабразивных смесей.

 

– Толстостенный прецизионно хонингованный цилиндр для трубных насосов (ТН)

Цилиндр интегрирован в колонну НКТ. Учитывая общую нагрузку на глубине установки насоса (собственный вес, температура, винтообразный изгиб, изменение длины, растягивающее напряжение от соответствующих пакеров или трубных якорей), толщина стенок должна быть больше (11/4"), чем у вставных насосов. Внутренняя (рабочая) поверхность цилиндра точно хонингована, потому что для металлического плунжера жела­тельно иметь минимальные допуски. У цилиндра наружная цилиндрическая резьба по АНИ спец. 11 АХ, тип С31 (рисунок 10.48, а).

– Толстостенный хонингованный цилиндр для трубных насосов (ТР)

Данный цилиндр применяется в комбинации с плунжером с мягким уплотнением. Поскольку для плунжеров данного вида требуются менее узкие допуски, чем для металлического плунжера, поверхность цилиндра достаточно подвергать простому хонингованию.

В этом случае соединительные резьбы цилиндра – конические, по АНИ спец. 11 АХ, тип В1 (рисунок 10.48, б).

 

Рабочие цилиндры вставных насосов

 

Для вставных насосов применяются:

– кожух с цилиндрическими втулками;

– толстостенные прецизионно хонингованные цилиндры;

– тонкостенные прецизионно хонингованные цилиндры;

– тонкостенные хонингованные цилиндры, сочетаемые с плунжером с мягким уплотнением.

 

– Толстостенный прецизионно хонингованный цилиндр для вставных насосов (RH)

При диаметре 11/4" и 11/2" толщина стенки составляет 3/16", при более крупном диаметре – 1/4". На торцах цилиндрических резьб цилиндр имеет металлическую уплотняющую поверхность (опреде­ленный вращающий момент!). Длину хода плунжера можно увеличить при помощи навинчиваемых удлинителей (рисунок 10.48, в).

– Тонкостенный прецизионно хонингованный цилиндр для вставных насосов (RW).

В данных цилиндрах работают плунжеры максимального диаметра, чем достигается максимальный дебит. Но малая толщина стенки (1/8") ограничивает глубину посадки насоса. Цилиндр имеет внутренние цилиндрические резьбы (рисунок 10.48, г).

 

– Тонкостенный хонингованный цилиндр для вставных насосов (RS)

Аналогично типу ТР в этом цилиндре работает плунжер с мягким уплотнением, благодаря чему расширяется диапазон внутреннего допуска. Толщина стенки и исполнение резьбы – как у насоса RW.

 

Для обеспечения наиболее экономичного режима эксплуатации скважин в отношении коррозии и износа необходимо выбрать наиболее подходящий по качеству материал и наиболее выгодную комбинацию материалов, из которых изготовлены цилиндры и плунжеры.

 

2 Плунжер

 

Плунжеры скважинных насосов выполняются:

– металлическими;

– с мягким уплотнением.

 

Металлические плунжеры

 

Металлические плунжеры выполняют уплотня­ющую функцию без дополнительных уплотня­ющих элементов за счет выбора минимальных зазоров между плунжером и цилиндром.

Плунжеры выпускаются:

– ниппельного типа (рисунок 10.49, a; 10.49, б);

– муфтового типа (рисунок 10.49, в);

– с гладкой или желобковой поверхностью.

Скопление жидкости в кольцевых пазах желоб­чатых плунжеров служит для улучшения смазки плунжера. Наличие кольцевых пазов не влияет на уплотняющую функцию. При осаждении в пазах значительного количества песка или метал­лических частиц, не уносимых смазывающей откачиваемой нефтью, имеет место повышен­ный износ или, в аварийных случаях, закли­нивание плунжера.

Зазор между плунжером и рабочим цилиндром выбирается в зависимости от свойств откачи­ваемой среды.

 

Плунжеры с мягким уплотнением

 

В зависимости от вида употребляемых элемен­тов уплотнения различают плунжеры:

– с уплотнительными кольцами;

– с манжетами;

– с комбинацией из уплотнительных колец и манжет.

В зависимости от свойств откачиваемой жид­кости применяются уплотняющие элементы из кожи, прорезиненной ткани, различных пласт­масс. Плунжеры с мягким уплотнением, как правило, применяются до глубины подвески максимум 1500 м. Перепады давления, действую­щие на плунжер и повышающиеся с увеличе­нием глубины установки насоса, приводят к деформациям, которые в свою очередь увеличивают износ уплотняющих элементов. Кроме того, оседание песка в уплотняющих элементах также может привести к преждевременному износу этих элементов или же к повреждению рабочего цилиндра. При выборе материала плунжера и цилиндра необходимо следить за тем, чтобы выбираемые для них материалы соответствовали условиям эксплуатации.

 

Клапаны

 

Клапаны скважинных насосов в большинстве случаев выполнены в виде шариковых клапанов.

В зависимости от откачиваемой среды применяются клапаны из различных комбинаций материалов, различных классов твердости и различных конструкций.

 

Корпуса клапанов

 

По виду исполнения различают „открытые” (рисунок 10.50, a; 10.50, в) и „закрытые” корпуса (рисунок 10.50, б).

 

„Открытый” корпус обозначает, что жидкость всасывается в открытый сбоку корпус и затем вытекает через эти же отверстия, в то время как при „закрытом” корпусе жидкость выходит из корпуса не сбоку, а сверху. Корпуса клапанов стандартного исполнения изготовляются цельнометаллическими; для абразивных условий эксплуатации имеются резиновые направляющие шарика или коррозионностойкие вставки.

Все детали изготовлены из коррозионностойкой легированной стали. Сменная вставка подвергается специальной термической обработке, благодаря чему ее срок службы удлиняется.

 

Седла клапанов и шарики

 

На рисунке 10.51 представлены основные виды исполнения седла клапана. Применяемые ранее седла с ребрами теперь заменены седлами АНИ с гладкими кольцами.

Седла еще различают по диаметру шарика:

– седла с нормальным диаметром шарика;

– седла с уменьшенным диаметром шарика.

Седла с гладкими кольцами и уменьшенным диаметром шарика применяются преимущественно во вставных корпусах клапанов; в некоторых случаях такие седла применяются также в клапанах традицион­ного исполнения для повышения пропускной способности клапана. Седла с ребрами могут быть поставлены также со вставками из карбида вольфрама с обеих сторон.

Практика показала, что различные материалы седел и шариков, а также их комбинации обеспечивают оптимальный срок службы в любых условиях эксплуатации.

 

Материал, применяемый для изготовления седел клапанов, выбирается на основе долголетнего опыта в области разработки и производства коррозионностойких специальных сплавов со специальной термо­обработкой и твердых металлов „BOHLERIT” (вольфрам-карбидных сплавов). Каждое отдельное седло перед поставкой подвергается заключительным гидравлическим испытаниям и испытаниям в вакууме.

 

Крепление штанговых скважинных насосов

 

Смонтированный на насосных штангах вставной насос вводится в НКТ и устанавливается в предусмо­тренной для этой цели гильзе колонны насосно-компрессорных труб.

Применяются крепления следующих типов, состоящие из посадочного элемента (на корпусе насоса) и гильз, относящихся к колонне НКТ – так называемого башмака:

а) крепление манжетами;

б) крепление механического типа;

в) комбинированное крепление фрикционным кольцом и манжетами;

г) комбинированное крепление фрикционным кольцом и механическим замком;

д) комбинированное крепление манжетного и механического типа.

 

Крепление извлекаемых всасывающих клапанов в трубных насосах

 

Посадка и извлечение всасывающих клапанов трубных насосов осуществляется при помощи насосных штанг и байонетного соединения на плунжере (рисунок 10.52).

По виду крепления всасывающего клапана трубных насосов различают:

– механическое крепление

Механический замок передает удерживаю­щие силы насоса за счет силового и гео­метрического замыкания.

Всасывающий клапан, оснащенный многосекционной или односекционной оправкой, сидит в конической расточке в верхней части
якорного башмака, причем пружинящие пальцы нижней части оправки, заскакиваю­щие в расточку нижней части якорного башмака, удерживают всасывающий клапан в нужном положении.

Конструкция и принцип действия механического замка трубного насоса соответствуют конструкции и принципу действия нижнего механического замка вставного насоса.

– манжетное крепление

Две манжеты, смонтированные на якорной оправке, фиксируют всасывающий клапан в якорном башмаке. Для извлечения всасы­вающего клапана в комплекте с замком через цилиндр насоса (или втулки) на­ружный диаметр манжет меньше номиналь­ного диаметра плунжера.

 

Крепления (замки) вставных скважинных насосов

 

Вставные глубинные насосы с неподвижным цилиндром выпускаются с замками:

– в верхней части насоса;

– в нижней части насоса;

– в верхней и нижней частях насоса.

Насосы с подвижным цилиндром выпускаются исключительно с замками в нижней части насоса.

По виду крепления вставных глубинных насосов различают:

– верхнее механическое крепление (рисунок 10.53)

При встройке насоса пружина замка проталкивается через уплотнительное кольцо якорного башмака, пока якорная оправка не будет прижата к конусу уплотнительного кольца. Пальцы разжимаются, и насос зафиксирован.

При разборке насоса пальцы снова сжимаются аксиальным натяжением, в результате чего пружину замка можно извлечь через уплотнительное кольцо.

 

 

– нижнее механическое крепление (рисунок 10.54)

Исполнение этого типа замка соответствует исполнению верхнего механического замка (причем якорная оправка имеет не переходник, а наконечник), или же исполнению механического нижнего замка трубных насосов.

– манжетное крепление (рисунок 10.55)

У вставных насосов функция удерживания выполняется тремя манжетами. Якорная оправка сталкивается при встройке насоса в якорный башмак до упора. Якорный башмак одинаковый для верхнего и нижнего замков. У верхнего замка на рабочий цилиндр или удлинительный ниппель навинчен переходник, у нижнего замка на якорную оправку навинчен наконечник. Манжетные замки трубных и вставных насосов отличаются друг от друга только количеством манжет.

– крепление фрикционным кольцом

Фрикционное кольцо применяется в качестве якорного элемента в комбинации с манжетным или механическим замком. Замок, как правило, оснащен 1 – 3 (или больше) фрикционными кольцами. Этот вид крепления дает наиболее высокие значения удерживающей силы. В скважинах с коррозийными жидкостями его применение не рекомендуется. Дело в том, что для обеспечения необходимого фрикционного замыкания фрикционное кольцо изготовляется из деформируемого материала (латуни), непригодного для применения в условиях коррозии.

 

 
 


 

Гидравлический расчет скважинного насоса

Он включает и определение утечек жидкости между плунжером и цилиндром, и гидравлического сопротивления нагнетательного и всасывающего клапанов.

Количество жидкости, вытекшее из полости qΣ над плунже­ром в полость под плунжером при его движении вверх, опре­деляется разностью объема утечек через зазор q1 и объема q2 жидкости, увлеченной плунжером за собой:

где с – относительный эксцентриситет с = е/δ; е – абсолютный эксцентриситет осей плунжера и цилиндра; δ – радиальный за­зор при концентричном расположении плунжера и цилиндра; D – диаметр плунжера; g – ускорение силы тяжести; Н – пе­репад напора на длине плунжера; v – кинематическая вязкость откачиваемой жидкости; l – длина плунжера; и – скорость пе­ремещения плунжера относительно цилиндра.

Поскольку при движении плунжер может занимать любое возможное положение относительно цилиндра, то обычно в рас­четах эксцентриситет принимают равным среднему возможному значению с = 0,5. Кольцевые канавки на плунжере умень­шают длину рассчитываемого зазора, а гидравлические сопро­тивления, обусловленные резким изменением профиля попереч­ного сечения клапана, практически не оказывают влияния. В то же время канавки на плунжере позволяют избежать его гидравлического заклинивания, когда гладкий плунжер при­жимается давлением откачиваемой жидкости к одной стороне цилиндра, а возникающие при этом силы сухого трения пре­пятствуют его движению. Поэтому при наличии каналов в фор­мулу следует подставлять приведенную длину плунжера 1пр = 1 – an, где а – ширина кольцевой канавки; п – число канавок.

Потери напора в клапанах определяется по формуле

где μ – коэффициент расхода, определяемый для каждого типа клапана экспериментально; f, f0 – площадь плунжера и отвер­стия седла клапана; и – скорость движения плунжера относи­тельно цилиндра.

 

 

Расчет на прочность деталей скважинного насоса

Цилиндр насоса подвергается действию внутреннего давления, изменяющегося от нуля до максимального значения, под дей­ствием которого в теле насоса возникают тангенциальные и радиальные напряжения. Максимальные напряжения можно определить в зависимости от соотношения внутреннего r2 и на­ружного r1 радиусов цилиндра:

при r1 >1,1∙ r2

где р2 – внутреннее давление; r – текущее значение радиуса.

Условие прочности цилиндра имеет вид σэкв ≤ [σ].

Величину σэкв определяют по третьей теории прочности. Расчет втулок проводят аналогичным образом, но с учетом ка­сательных напряжений, действующих при сборке насоса.

Крутящий момент, который необходимо приложить при сборке насоса, определяется исходя из условия обеспечения требуемой плотности стыков между втулками.

Плунжер насоса рассчитывается на растяжение от дейст­вия столба жидкости. Опасным сечением является впадина первого витка резьбы.

Седло и шарик клапана на прочность не рассчитываются. Как правило, их размеры определяются исходя из опыта ра­боты применяемых конструкций.

 

Заключение

Рассмотренные элементы в конструкции плунжерных насосов являются, по своему, уникальными. Технология изготовления плунжеров, цилиндров, клапанов, узла крепления в каждом конкретном случае сложная. Несмотря на кажущуюся простоту конструкции скважинного насоса, она является не простой, учитывая в каких условиях и при каких нагрузках он работает. От его работоспособности зависит нормальное транспортирование скважинной жидкости к устью скважины.

 

 

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

 

Лекция 10.10

Введение

Необходимость увеличения отбора жидкости до 500—700 м3/сут из скважин со средней глубиной подвески 1000—1300 м при­вела к применению для этой цели центробежных насосов, кото­рые наилучшим образом обеспечивают максимальные, по срав­нению с насосами других типов, подачу и напор. Эти насосы не требуют промежуточных передач для уменьшения частоты вра­щения вала по сравнению с частотой вращения приводного дви­гателя, у них отсутствуют периодически работающие всасываю­щие и нагнетательные клапаны, нет пар трения, детали которых движутся возвратно-поступательно.

Поэтому погружные центробежные насосы находят все боль­шее применение при эксплуатации высокодебитных обводнен­ных (до 99 % воды) и наклонных скважин.

Особо широкие масштабы применения этот способ добычи нефти получил на промыслах бывшего Советского Союза. В нашей стране работает более 20 тыс. установок УЦЭН, с помощью которых добывается более трети всей нефти. Массовое применение этого способа эксплуатации стало возможным в результате вы­полнения большого комплекса научно-исследовательских, опыт­но-конструкторских работ, выполненных под руководством А. А. Богданова, и организации серийного производства и внед­рения высокоэффективных установок.

1 – передача электроэнергии; 2 – передача механической энергии; 3 – течение жидкости

Рисунок 10.56 – Структурная схема установки УЦЭН

В отличие от рассмотренных ранее в установке погружного центробежного электронасоса (рисунок 10.56) первичный двигатель располагается в скважине в непосредственной близости от мно­гоступенчатого центробежного насоса. Это позволяет уменьшить длину механической трансмиссии и передавать насосу значи­тельные мощности (до 150 кВт), т. е. увеличить добывные воз­можности данного вида оборудования.

Электродвигатель и насос объединены в один агрегат, подве­шенный к колонне насосно-компрессорных труб, закрепленных в верхней части у устья скважины. Вдоль колонны НКТ прохо­дит кабель, по которому электроэнергия подводится к двигателю.

Основная часть

Установка погружного центробежного насоса (рисунок 10.57) со­стоит из погружного агрегата, включающего специальный по­гружной маслозаполненный электродвигатель 1, протектор 2 и центробежный многоступенчатый насос 3, специальный кабель 4, прикрепленный к колонне НКТ 5 хомутами 6. С помощью устьевого оборудования 8, установленного на колонной головке эксплуатационной колонны 7, подвешена колонна НКТ. На по­верхности рядом со скважиной устанавливается кабельный ба­рабан 9 и автотрансформатор 10 со станцией управления 11. На кабельном барабане предусмотрен запас кабеля для увеличения глубины спуска погружного агрегата, а во время подземного ре­монта на него наматывается кабель, спущенный в скважину. Выше насоса устанавливается обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости НКТ при их подъеме.

Шифры установок следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает поряд­ковый номер модернизации, «Э» – с приводом от электродвига­теля, «Ц» – центробежный насос, «Н» – нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, – номинальную подачу (м3/сут), номинальный напор (м) при номинальной по­даче.

Условные габаритные группы установок следующие:

группа 5 – для эксплуатации скважин с внутренним диамет­ром эксплуатационной колонны не менее 127,7 мм;

группа 5А – не менее 130 мм; группа 6 – не менее 144,3 мм; группа 6А – не менее 148,3 мм. В обозначениях установок, поставляемых с насосами повы­шенной износостойкости, добав­ляется буква И, а с насосами по­вышенной коррозионной стойко­сти – буква К.

Рассмотрим более подробно конструкции перечисленных ком­понентов установки скважинных центробежных насосов.

Центробежный насос бывает обычного, износостой­кого или коррозионностойкого исполнения.

 

 

Рисунок 10.57 – Установка центро­бежного насоса


Рисунок 10.58 – Скважинный центробеж­ный насос

 

 

Рисунок 10.59 - Рабочее колесо и направ­ляющие аппараты насоса

 

Он представляет собой набор большого числа ра­бочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса уста­новлены на валу, который опирается на подшипники; располо­женные вместе с направляющими аппаратами внутри корпуса (рисунок 10.58).

Рабочие колеса 7 соединены с валом 3 при помощи шпоноч­ного соединения 6 и имеют возможность свободного осевого пе­ремещения вдоль него. Направляющие аппараты 5 установлены в корпусе 4 неподвижно, и в верхней части его поджаты гайкой. Такая конструкция обеспечивает передачу осевого усилия (дей­ствующего на каждое колесо) направляющему аппарату. При этом вал разгружается от осевой нагрузки и передает только крутящий момент.

Осевое усилие от колеса 1 к направляющему аппарату 2 (рисунок 10.59) передается через текстолитовую шайбу 3, образую­щую с опорной поверхностью аппарата пару трения, удовлетво­рительно работающую в пластовой жидкости.

При работе насоса (см. рисунок 10.58) на торец вала действует давление жидкости, создаваемое им, кроме того, из-за отложения солей, коррозии металла и наличия сил трения часть осевого давления от колес передается к валу. Осевое усилие восприни­мается осевой опорой 1 скольжения, расположенной в верхней части корпуса. Радиальные опоры 2 и 8 установлены сверху и снизу. Вал насоса соединяется с валом протектора гидрозащиты двигателя посредством шлицевого соединения 10. В транспорт­ном положении и при хранении насоса выступающая часть вала закрыта защитным колпачком.

Пластовая жидкость попадает в насос через сетчатый фильтр 9, расположенный в нижней части корпуса, и, пройдя ступени насоса по осевому каналу,

 

Рисунок 10.60 – Погружной электродвигатель

 

выходит из внутренней полости кор­пуса во внутреннюю поверхность колонны НКТ.

Число ступеней насоса колеблется от 84 до 332, и если их не удается разместить в одном корпусе длиной 5–5,5 м, то их за­ключают в два, а иногда и в три корпуса. Перед спуском в сква­жину отдельные секции насоса соединяются друг с другом – валы с помощью шлицевых муфт, а корпусы – фланцевыми со­единениями.

При работе насоса упорные и радиальный подшипники, рас­положенные в верхней части корпуса, смазываются откачивае­мой пластовой жидкостью, упорные подшипники между коле­сами и направляющими аппаратами – ею же; нижний подшип­ник в ряде конструкций может смазываться маслом, подавае­мым из протектора. В качестве материалов пар трения в упор­ном подшипнике используется резина – сталь, в радиальных опорах – латунь или бронза по стали (для насосов в износостой­ком исполнении – пара резина – сталь).

Вал насоса изготавливается из стали 38ХА, рабочие колеса и направляющие аппараты для насосов обычного исполнения

из чугуна, для насосов повышенной износостойкости — из пласт­массы.

Конструкция насосов в износостойком исполнении отличается наличием дополнительных радиальных резино-металлических опор, устанавливаемых между секциями направляющих аппа­ратов.

Погружной электродвигатель (рисунок 10.60) пред­ставляет собой трехфазный асинхронный короткозамкнутый дви­гатель, внутренняя полость которого заполнена маслом. Он со­стоит из корпуса 12, внутри которого размещены статор и ро­тор, вал 11 которого установлен на подшипниках, причем в го­ловке размещен упорный подшипник, состоящий из пяты 3 и подпятника 4. Статор собирают из отдельных чередующихся магнитных 8 и немагнитных 9 секций. Ротор состоит из пакета роторных жестей 10. В немагнитных секциях расположены ра­диальные подшипники скольжения 7. Обмотка статора и мед­ные стержни «беличьей клетки» уложены в специальные пазы. Выводы обмотки статора соединяются с колодкой кабельного ввода 5, которая располагается в головке 2.

Для циркуляции масла внутри электродвигателя на полом валу двигателя установлена турбина 6. При ее вращении масло двигается между ротором и статором, в специальных отверстиях набора статора, проходит через фильтр 13, расположенный в нижней части вала. При этом масло смазывает подшипники и отводит тепло от источника нагрева к корпусу, который в свою очередь охлаждается пластовой жидкостью. Для заполнения двигателя используют масло с малой вязкостью, хорошей сма­зывающей способностью и высоким пробивным напряжением (не менее 40 кВ).

В основании 14 насоса устанавливается компенсатор гидро­защиты, соединяемый с корпусом электродвигателя с помощью фланцевого соединения.

Верхняя часть корпуса электродвигателя соединяется с про­тектором фланцевым соединением, вал электродвигателя по­средством шлицевой муфты 1 соединяется с валом протек­тора.

Протектор служит для гидравлической защиты электро­двигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию изменения объема масла при изменении его температуры. Он устанавливается между электродвигателем и насосом.

Конструкцию протектора рассмотрим на примере гидроза­щиты типа Г (рисунок 10.61). Протектор I состоит из компенсатора III объема масла, расположенного ниже электродвигателя II, разделительной камеры с эластичной диафрагмой 4, вала с тор­цевыми уплотнениями 1 и 3 к опорной пятой 2.

Протектор работает следующим образом: во внутренней по­лости А находится масло малой вязкости, например трансфор­маторное, которым заполнен электродвигатель. Эта полость че­рез объем электродвигателя сообщается с полостью В компенсатора объема масла.

 

 

Рисунок 10.61 – Протектор гидрозащиты типа Г

 

Гибкий элемент передает давление окружающей среды в полость Б.

По мере расходования масла объем компенсатора уменьшается. При увели­чении объема масла в результате нагре­ва объем компенсатора увеличивается.

В полости В находится масло для смазки двусторонней пяты – упорного подшипника, который воспринимает осе­вую нагрузку от вала насоса. Выше и ниже пяты располагаются торцевые уп­лотнения: нижнее – герметизирует внут­реннюю полость В, соединенную с элек­тродвигателем, а верхнее – служит для предотвращения вытекания масла, сма­зывающего опорный подшипник.

По мере расходования масла из по­лости Б в полость А через клапан 7 по­ступает пластовая жидкость, где отстаи­вается и разделяется на нефть и воду. После полного израсходования масла нефть через трубку 5 и отверстия посту­пит в полость В и будет смазывать под­шипники вала протектора.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к погружному двигателю. Он состоит из основного кабеля круг­лого сечения, соединенного с ним плоского кабеля и муфты ка­бельного ввода. Кабель круглого сечения располагается вдоль колонны НКТ от станции управления до погружного агрегата. Несколько выше его он соединен с плоским кабелем, проходя­щим вдоль агрегата и соединяющимся с вводом электродвига­теля посредством муфты.

Использование кабеля с различной формой обусловлено не­обходимостью уменьшения радиальных габаритов погружного агрегата и проходящего мимо него кабеля.

Наименее надежными зонами кабельной линии являются ме­ста сращения круглого кабеля с плоским и соединения муфты кабельного ввода с двигателем. В ряде случаев для повышения надежности линии кабель по всей длине колонны выполняют плоским.

Круглый или плоский кабели состоят из трех медных одно-проволочных или многопроволочных жил с двухслойной изоля­цией из полиэтилена высокой плотности. Снаружи жилы по­крыты подушкой – общим слоем нефтестойкой изоляции, сверху которой располагается броня из стальной оцинкованной ленты.

Переход от круглого кабеля к плоскому осуществляется либо соединением горячим способом в пресс-формах, либо вы­полнением нижней части кабеля с параллельным расположе­нием жил.

В некоторых конструкциях кабеля помимо силовых имеются еще три или более жил для подключения геофизических прибо­ров или контроля режима работы насосного агрегата.

Станция управления служит для включения и выклю­чения агрегата, контроля режима его работы. Независимо от конструктивных особенностей станция управления должна обес­печивать включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установкой с диспетчер­ского пункта, возможность управления установкой в соответст­вии с командами программного реле времени, самозапуск элек­тродвигателя с регулируемой задержкой включения после обесточивания линии, отключение при появлении токов короткого замыкания в силовой цепи установки при отклонении напряже­ния или силы тока от номинала больше заданной величины, не­прерывный контроль сопротивления изоляции кабеля с отключе­нием установки при уменьшении ниже заданной величины, от­ключение установки при нарушении герметичности нефтепро­мыслового коллектора.

Трансформатор системы электроснабжения установок предназначен для повышения сетевого напряжения тока до необ­ходимого рабочего напряжения электродвигателя у его ввода с учетом падения напряжения в кабеле.

Питание ПЭД повышенным напряжением обусловлено необ­ходимостью уменьшения потерь в кабеле за счет уменьшения силы тока, улучшения условий запуска и технических показате­лей двигателя. Так как величина потерь напряжения зависит от длины ка­беля (т. е. от глубины подвески агрегата в скважине) и изменя­ется в больших пределах, то трансформатор должен обеспечи­вать регулировку напряжения на выходе в широком диапазоне, для чего в повышающей обмотке трансформатора предусмот­рено от пяти до пятнадцати отводов (отпаек). Трансформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением, включают в себя магнитопровод, обмотки высокого и низкого напряжений, бак с радиатором и крышки с вводами и расширителем.

Оборудование устья скважины для эксплуатации УЦЭН обеспечивает удержание на весу колонны НКТ вместе с агрегатом и кабелем, отвод в манифольд продукции сква­жины, герметизацию пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, ввод кабеля, перепуск газа из межтрубного про­странства при увеличении его давления в манифольде, установку приборов для исследованиия скважины — манометров для изме­рения давления в колонне НКТ и межтрубном пространстве, из­мерение уровня жидкости в скважине и т. д.

Устьевое оборудование включает трубную головку (устанав­ливаемую на обсадной колонне), в которой размещены разъем­ный корпус и уплотнения, герметизирующие кабель и НКТ. Уп­лотнение поджимается разъемным фланцем. Для выпуска газа из затрубного пространства предусмотрено колено, соединяющее межтрубное пространство через обратный клапан с манифольдом. Трубная головка снабжена отверстием для присоединения приборов, используемых при исследовании скважины.

 

Особые случаи применения УЦЭН

1. Установки с насосным агрегатом, спускаемым на кабеле — канате.

При подаче насоса более 1000 м3/сут резко возрастают гид­равлические потери в колонне НКТ, уменьшается к. п. д. уста­новки. Одним из способов уменьшения металлоемкости уста­новки является конструкция с применением кабеля-каната, на котором висит агрегат. Кабель-канат состоит из токопрово-дящих жил, расположенных в центральной части, и оплетки, несущей растягивающую нагрузку. Кабель-канат имеет разрыв­ное усилие 100 кН, превышающее собственный вес кабеля, вес агрегата, и усилие, необходимое для срыва агрегата с пакера.

Компоновка насосного агрегата отличается от традицион­ной тем, что в верхней части располагается электродвигатель, ниже — протектор и внизу — насос. Насосный агрегат опира­ется на предварительно установленный в скважине пакер, ко­торый герметизирует низ эксплуатационной колонны и разоб­щает вход и выход насоса. Жидкость поступает из-под пакера на прием насоса и подается им по эксплуатационной колонне мимо протектора и двигателя вверх.

При использовании кабеля-каната агрегат не стеснен по диаметральному размеру кабелем, что позволяет использовать его большего габаритного размера, чем при обычной схеме.

Насосный агрегат спускают на кабеле-канате с помощью специальной лебедки, при этом исключается спуск — подъем колонны НКТ, в результате чего время смены агрегата умень­шается в 10—15 раз.

2. УЦЭН применяют для совместной раздельной эксплуатации пластов.

3. УЦЭН применяют для водозабора и для закачки воды в пласт.

 

Расчет основных узлов и деталей насоса

Обычно новый типоразмер насоса рассчитывается исходя из заданных подачи и напора, размера эксплуатационной колонны скважины.

Первым этапом расчета нового насоса является нахожде­ние его радиального габарита.

Размеры корпусов насосов выбирают в зависимости от вну­треннего диаметра эксплуатационных колонн, глубины спуска погружного агрегата, диаметрального габарита всего погруж­ного агрегата, зазора между ним и колонной и ряда других условий.

Возможные варианты внешних габаритов узлов погружного агрегата находятся по выражению, принятому для определения габарита всего агрегата. Наиболее выгодный внешний диаметр насоса определяют после технико-экономического анализа раз­личных сочетаний размеров насоса, двигателя и кабеля. Установив внешний диаметр корпуса насоса, определяют толщину стенки корпуса и его внутренний диаметр, который, в свою очередь, равен внешнему диаметру ступени насоса.

После того как определены размеры ступени и оптимальные параметры ее работы, устанавливают необходимое количество ступеней (с учетом потери напора внутри насоса) и длину кор­пуса насоса. Длина корпуса насоса не должна быть больше 5 м — принятого наибольшего размера унифицированного кор­пуса. Высоконапорные насосы состоят из нескольких секций, в корпусах которых размещаются все ступени.

После гидравлического расчета насоса проверяют его ос­новные детали — корпус и вал — на прочность, а опоры вала — на долговечность.

Проверочный расчет корпуса ведется исходя из его геомет­рических размеров, полученных при гидравлическом расчете, и напора насоса. Для этого:

1. Определяют величину предварительной затяжки пакета
ступеней в корпусе. Этот расчет проводится из условия обеспечения герметичности стыков между ступенями, которая характеризуется коэффициентом запаса плотности стыка.

2. Исходя из усилия предварительной затяжки, собствен­ного веса агрегата и развиваемого давления определяют сум­марное усилие, действующее вдоль оси корпуса насоса.

3. Определяют напряжения, действующие в опасном сечении корпуса, и, исходя из них, находят эквивалентные напря­жения. Сопоставив их величины с допускаемыми напряжениями, делают вывод о возможности применения проверяемой конструкции.

При проверочном расчете вала исходят из наиболее тяже­лого его режима работы: вал находится под действием крутя­щего и изгибающего моментов. Максимальный крутящий мо­мент на валу насоса обусловлен суммой моментов в радиаль­ных и осевых опорах, моментов трения в опорных поверхностях пар трения рабочих колес, момента, необходимого для работы колес. В период пуска насоса сумма перечисленных моментов и момента, необходимого для ускоренного вращения вала, равна максимальному моменту, создаваемому двигателем. Из­гибающий момент определяется исходя из осевой нагрузки навал и его максимального прогиба, возникающего в результате искривления оси и обусловленного радиальными зазорами в подшипниках.

Помимо этого необходимо учитывать изгибающий момент, который может возникнуть при работе шлицевого соединения вала насоса с протектором.

Исходя из полученных крутящих и изгибающих моментов определяются нормальные и касательные напряжения в опас­ном сечении вала. На их основе находятся эквивалентные на­пряжения.

Помимо расчета вала на прочность в условиях статического нагружения рассчитывают на циклическую прочность для ус­тановившегося режима работы насоса, т. е. крутящий момент считается постоянным, а нормальные напряжения, возникаю­щие при изгибе вала, циклически изменяющимися с частотой, равной частоте вращения вала.

При расчете определяется коэффициент запаса циклической прочности с учетом абсолютных размеров вала, влияние кон­центраторов напряжения, частоты поверхности вала, окружа­ющей среды и т. п.

Подшипники скольжения и опоры колес рассчитывают на основе результатов эксплуатации ранее разработанных конст­рукций, исследований работы деталей в лабораторных усло­виях и, наконец, с учетом рекомендаций по выбору режимов работы материалов, применяемых в конкретной паре трения.

Основой расчета пар трения является определение поверх­ности контакта соприкасающихся деталей, исходя из допускае­мого контактного давления. Его величина зависит от режима работы — скорости относительного скольжения, физико-меха­нических свойств прокачиваемой жидкости, наличия в ней аб­разива, воды, растворенных солей, нефти и т. д.

При определении контактного давления необходимо учиты­вать возможность прихвата колес насоса к валу вследствие отложения солей или коррозии, в результате чего осевое уси­лие от нескольких колес будет восприниматься либо опорной поверхностью какого-либо колеса, либо упорным подшипником.

 

Методика выбора насосной установки

Целью расчетов, проведенных при выборе установки и его ре­гулировке, является определение типоразмера всех элементов установки — насоса, двигателя, кабеля, трансформатора, обе­спечивающих, в зависимости от поставленной задачи, ее ра­боту с необходимыми экономическими показателями.

В основу методики подбора положен ряд критериев, прежде всего экономический — обеспечение минимума затрат на до­бычу 1 т нефти. При этом, однако, необходимо учитывать фактор надежности, характеризуемый температурой ПЭД. В некоторых случаях, при сравнении различных вариантов, пред­почтение отдается установке, требующей больших затрат, но обеспечивающей режим работы двигателя с меньшей расчетной температурой нагрева. Такой вариант в итоге может дать сни­жение затрат благодаря резкому повышению надежности уста­новки.

Помимо перечисленных, выбранный вариант УЦЭН должен отвечать условиям освоения скважины заглушённой водой. Это требование обусловлено необходимостью возбуждения сква­жины снижением уровня жидкости и созданием напора, кото­рый насос может развить при минимальном отборе жидкости. Считается, что максимальный напор может превышать опти­мальный в 1,2—1,5 раза.

При использовании клапанов-отсекателей, исключающих глушение скважины водой, последнее требование к насосу, ес­тественно, снимается.

В зависимости от условий эксплуатации задача формулиру­ется следующим образом:

подбор УЦЭН при ограниченном отборе жидкости из сква­жины,

подбор УЦЭН при неограниченном дебите.

Исходные данные для подбора элементов установки при ограниченном отборе жидкости:

требуемый отбор жидкости из скважины;

противодавление на устье скважины;

объемная обводненность жидкости;

газовый фактор скважины, приведенный к стандартным ус­ловиям;

давление насыщения нефти газом;

зависимости (обычно графические) объемного количества газа, растворенного в нефти, плотности объемного коэффици­ента и кинематической вязкости нефти от давления;

плотности попутных воды и газа;

пластовые давление и температура;

геотермический коэффициент;

внутренний диаметр ствола скважины;

расстояние по вертикали от устья скважины до фильтра;

коэффициент продуктивности скважины.

Предварительный выбор элементов установки

Для сокращения объема расчетов можно предварительно определить внутренний диаметр подъемных труб, исходя из ус­ловий эксплуатации установок в скважинах с близкими пара­метрами. При этом следует иметь в виду, что при дебите до 150 м3/сут диаметр подъемных труб может быть 50 мм, при дебите от 150 до 300 м3/сут — 63 мм, при дебите более 300 м3/сут — 76 мм. Диаметр труб должен быть таким, чтобы поперечный габарит спускаемой в скважину установки не пре­вышал допускаемого для данной эксплуатационной колонны.

В первом приближениитипоразмер насоса, а он в дальней­шем определяет параметры всех остальных узлов, можно вы­брать исходя из условия соответствия его подачи и напора требуемым по условиям эксплуатации скважины. При этом необходимо учитывать характеристику откачиваемой пластовой жидкости.

При откачке нефти, содержащей газ при давлении 0,30 - 0,35 от давления насыщения, она представляет собой тонкодис­персную смесь с равномерной, распределенной по потоку, га­зовой фазой, в результате чего насос работает как многоступен­чатый компрессор. Для подобного режима характерен пере­менный расход смеси и ее плотности от ступени к ступени.

Считают, что напорная характеристика ступени при этом остается неизменной по отношению к характеристике однофаз­ной капельной жидкости, имеющей вязкость, одинаковую с вяз­костью газожидкостной смеси в ступени. Таким образом, сни­жения к. п. д. насоса, обусловленного вредным влиянием газа, не происходит, а энергия, затраченная на сжатие газовой фазы, используется при подъеме жидкости в колонне НКТ при ее разгазировании.

Поэтому одной из задач, решаемых при выборе насоса, яв­ляется подбор такого типоразмера, который обеспечил бы ре­жим его работы, близкий к оптимальному, с предельно допус­тимым газосодержанием.

Если насос предназначен для отбора сильно обводненной нефти (более 90 % воды) или жидкости с небольшой вязкостью (не более 0,03 см2/с) и малым газосодержанием (0,05—0,07) для первой ступени насоса, то его типоразмер выбирается по заводским характеристикам. По заводской характеристике (рисунок 10.62, а) подбирается насос, у которого напор соответст­вует заданному или несколько больше его. Если насос может быть выбран только с большим напором, то рекомендуется снять часть ступеней или создать на устье дополнительное со­противление. Обычно снимают не более 20 % ступеней. В ре­зультате этого характеристика насоса приближается к требуе­мой (рисунок 10.62, б). Этот способ регулировки насоса наиболее выгоден, так как при эксплуатации установки к. п. д. не умень­шается, а узлы и детали насоса работают при наименьших на­грузках.

Обеспечить требуемую подачу насоса можно за счет уста­новки дополнительного сопротивления в трубопроводе у устья скважины (рисунок 10.62, в), но при этом будет расходоваться до­полнительная мощность и уменьшится к. п. д. установки.

Для расчета оптимального режима работы насоса выбирают несколько вариантов типоразмеров установок так, чтобы за­данная подача и необходимый напор насоса были в его рабо­чей зоне. Иногда бывает выгодно применить установку с пода­чей больше требуемой. При значительном газосодержании в от­качиваемой жидкости и соответственно ожидаемом снижении параметров работы установки такие завышенные варианты мо­гут дать требуемый отбор при меньшем заглублении насоса под динамический уровень жидкости (по сравнению с установ­кой с заданной подачей). Уменьшение подвески в этом случае дает экономический выигрыш.

Полный учет всех факторов требует решения задачи под­бора в следующем порядке.

 

1 — область номинального режима работы; 2 — рекомендуемая область работы; 3, 4 — снижение напора и мощности насоса за счет снятия ступеней; 5 — излишний напор на­соса, теряемый у штуцера; Q' — требуемый отбор жидкости на скважины; Н' — необ­ходимый при этом напор; Q" — подача насоса, используемого без регулировки; N, N' — мощность, потребляемая насосом с полным составом ступеней и при их частичном сня­тии; N" — мощность, потребляемая насосом при работе со штуцером

Рисунок 10.62 – Выбор и регулирование насоса по его характеристике

 

1. Исходя из уравнения притока находят забойное давле­ние.

2. Задаваясь несколькими значениями забойного давления,
определяют для них зависимость изменения давления в стволескважины от кровли пласта (или верхних перфорационных от­верстий) до сечения, в котором объемное газосодержание равно 0,3.

3. Определяют расстояние от устья скважины до сечений,
где объемное газосодержание минимально, максимально и имеет среднее значение.

4. Определяют изменение давления по длине колонны подъ­емных труб при заданных физических свойствах пластовой жидкости и требуемом дебите для принятых вариантов глубин подвески насоса.

5. Исходя из закономерностей, полученных в п. 2 и 4, определяют давления, которые должен развивать насос при раз­личных глубинах его спуска.

6. Находят удельную энергию, которая должна быть сообщена жидкости, чтобы при заданных глубинах подвески и дав­лениях на приеме насоса был бы получен необходимый дебит.

7. Определяют объемные расходы продукции скважины через насос при различных глубинах его спуска, и по каталогу выбирают насосы, характеристики которых обеспечивают работу в оптимальном режиме, при подаче, составляющей 0,4—1,2 от оптимальной при работе на воде.

8. Для каждого из выбранных насосов определяют оптимальную подачу с учетом вязкости откачиваемой жидкости и изменением ее величины в различных ступенях насоса. После этого насосы, для которых подача не укладывается в диапазон 0,6—1,2 от их оптимальных подач, в дальнейшем не рассматривают.

9. Определяют напоры насосов при работе на воде при спуске их на глубины, определенные в п. 2.

10. На основе полученных данных строят поля «Q – Н» для всех выбранных типов насосов.

11.Проверяют соответствие выбранных насосов требованиям, определенным для данной скважины с учетом возможного
изнашивания пар трения и отклонения размеров и чистоты поверхности ступеней от номинала. При превышении требуемых показателей уменьшают число ступеней насоса.

12.С учетом полученных характеристик определяют глу­бину спуска и напор для всех выбранных вариантов и нахо­дят к. п. д. насоса.

13.Находят мощность, потребляемую каждым насосом.

14.Выбирают погружной электродвигатель для каждого на­соса с учетом соответствия их присоединительных размеров.

15.Определяют минимально допустимую подачу жидкости,
соответствующую режиму работы насоса в период освоения скважины.

16.Для выбранных двигателей, исходя из номинальных мощностей, напряжения и силы тока, выбираются автотранс­форматоры и станции управления.

С учетом профиля ствола скважины, исходя из номиналь­ной силы тока, определяют длину кабеля и его сечение.

17.Находят температуру перегрева ПЭД, исходя из потери мощности и коэффициентов, характеризующий каждый типоразмер выбранного двигателя.

18.Определяют температуру нагрева двигателей при работе их в выбранных вариантах установок. При этом необходимо
учитывать влияние обводненности пластовой жидкости, газосодержания в ней, уменьшения потерь мощности в ПЭД при уменьшении его температуры. Из всех рассмотренных вариан­тов УЦЭН для дальнейшего расчета оставляют только те, в которых температура двигателя не превышает допускаемую.

19.Кабель выбирают по условиям рабочего и пускового ре­жимов электродвигателя. При рабочем режиме электродвига­теля кабель проверяют по снижению напряжения и потерев нем энергии.

Снижение напряжения и потери в кабеле зависят прежде всего от площади поперечного сечения его жил, от длины ка­беля, силы тока и температуры окружающей среды и жил ка­беля. По потере напряжения в кабеле и рабочему напряжению

двигателя определяют напряжение у устья скважины и соот­ветственно устанавливают отпайку у автотрансформатора.

При пусковом режиме двигателя сила тока резко возрас­тает и соответственно увеличивается потеря напряжения в ка­беле. Значительное снижение напряжения у двигателя может привести к тому, что он не запустится. Поэтому необходимо проверить падение напряжения при пуске, учитывая, что сила тока возрастает в 2—4 раза. Пусковой ток и минимальное до­пустимое напряжение берутся по заводским данным двигателя. Потеря мощности в кабеле определяется для условий рабо­чего режима установки.

Рациональный предел потерь мощности в кабеле зависит от технических и экономических факторов. Применяя кабель боль­шого сечения, можно сократить потери энергии, но при этом увеличивается стоимость кабеля. Для ориентировочных расче­тов можно принять, что потери мощности в кабеле не должны превышать 10 % мощности, потребляемой двигателем. При средней номинальной мощности погружного электродвигателя применение кабеля большого размера должно сокращать по­терю энергии на 4—6 кВт, чтобы сокращение энергетических затрат окупало в течение 1,5—2 лет увеличение стоимости ка­беля.

Разница в стоимости одного километра кабеля соседних размеров жил составляет сотни рублей.

Необходимо учитывать также температуру, которую имеет кабель при эксплуатации. Резиновая изоляция и нейритовый шланг не являются теплостойкими материалами, и поэтому по­вышение температуры более 70-90 °С сократит срок службы кабеля.

20.На основе полученных данных находят мощность, по­требляемую установкой в целом. При этом учитывают мощность, потребляемую двигателем, мощность, теряемую в кабеле, и к. п. д. трансформатора.

21.Окончательно насосно-компрессорные трубы проверяют с точки зрения их прочности и соответствия радиальных габа­ритов муфт НКТ погружного агрегата и кабеля внутреннемудиаметру эксплуатационной колонны. Первоенеобходимо, таккак в результате выполненных расчетов может быть сущест­венно увеличена длина НКТ по сравнению с первоначально
принятой. Проверка ведется на страгивание верхнего резьбо­вого соединения с учетом веса труб, кабеля, погружного агрегата и осевой силы от давления жидкости. Второе необходимо для определения возможности спуска агрегата без поврежде­ния кабеля о стенки эксплуатационной колонны.

В ряде случаев данный этап расчета целесообразно выпол­нять после п. 17.

22. Находят капитальные затраты на оборудование сква­жины установками по всем сравниваемым вариантам. В нее входит стоимость насосно-компрессорных труб, насоса, протектора, электродвигателя, кабеля автотрансформатора и станции управления.

23.С учетом действующих норм на амортизацию оборудования определяют эксплуатационные затраты.

24.Окончательный вариант выбирают исходя из сопостав­ления годовых затрат, температур нагрева ПЭД и глубин подвесок насоса.

Методика подбора УЦЭН при неограниченном дебите жид­кости из скважины отличается от рассмотренной ранее и при­меняется в тех случаях, когда дебит скважины превышает по­дачу при соответствующем напоре любой из имеющихся насос­ных установок. В этом случае решение задачи сводится к опре­делению такого типоразмера установки, которая, работая в за­данных условиях, обеспечила бы дебит, наиболее близкий к максимально возможному, а затраты на подъем 1 т жидко­сти свела к минимальным.

Решение задачи состоит из нескольких этапов.

1. Исходя из ориентировочного дебита выбирается диаметр колонны НКТ.

2. Для нескольких значений дебита (трех-четырех), близ­ких к предполагаемому, рассчитывают кривые изменения дав­ления в колонне НКТ.

3. Исходя из индикаторной кривой скважины или уравне­ния притока определяют забойные давления для выбранных дебитов.

4. Для принятых дебитов рассчитывают кривые изменения давления в эксплуатационной колонне в интервале от верхних отверстий фильтра до плоскости, в которой объемное содер­жание газа превышает установленный предел.

5. Задаются несколькими глубинами спуска насоса, при ко­торых его прием находился бы в интервале глубин с изменением объемного газосодержания от 0,05 (максимальная глу­бина спуска), до 0,30 (минимальная глубина спуска) при наи­большем отборе жидкости.

6. Определяют удельные расходы энергии, необходимой для
извлечения жидкости с выбранных глубин при заданных де-
битах.

7. Рассчитывают дебиты, обеспечиваемые насосом при выбранных глубинах его спуска.

8. На основе проведенных расчетов строят кривые зависимостей создаваемого напора от дебита и глубины его подвески.

9. Используя паспортные характеристики насосов, предполагаемых для использования в скважине совместно с уравнениями, полученными в п. 8, определяют подачи выбранных на­сосов.

10.Исходя из определенной подачи рассчитывают темпера­туру жидкости в стволе скважины.

11.Определяют вязкость пластовой жидкости, проходящейчерез насос, с учетом ее температуры.

12.Корректируют рабочие характеристики выбранных на­сосов с воды на откачиваемую пластовую жидкость.

13.С учетом проведенной корректировки уточняют зависи­мость отб