Для уменьшения объемного содержания свободного газа на входе в Погружные насосы применяют газосепараторы. Принцип действия газосепаратора следующий. Газожидкостная смесь через сетку и отверстия основания поступает на вход шнека и далее - к рабочим органам. Под действием напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, выполненную с радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Затем жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.
Рис. 2.4 Газосепаратор: 1 - головка; 2 - втулка; 3 - вал; 4 - сепаратор; 5 - направляющий аппарат; 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; 9 - основание
Для привода скважинного центробежного насоса применяется короткозамкнутый погружной маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель.
Погружные электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130 и 138 мм для скважин с внутренними диаметрами обсадных колонн, равными соответственно 121,7; 130; 144,3; и 148,3 мм.
Электродвигатель работает в среде пластовой жидкости, находясь под давлением столба этой жидкости, вследствие чего он выполнен герметичным. Полость электродвигателя заполняется трансформаторным маслом или маслом другой марки, пробивное напряжение которого не менее 40 кВ.
Погружной электродвигатель (рис. 2.5) состоит из статора, ротора, головки 2 и основания 14. В головке 2 размещен осевой подшипник, состоящий из пяты 3 и подпятника 4, а также установлена колодка кабельного ввода 5. В основании электродвигателя размещен масляный фильтр 13.
Рис. 2.5 Погружной электродвигатель
Статор и ротор двигателя состоят из нескольких секций. Каждая секция статора имеет набор (пакет) магнитных 9 и неманигных 8 жестей. Сборка секций и немагнитных пакетов имеет сплошные пазы, в которых размещаются обмоточные провода или стержни обмотки. На немагнитные пакеты жестей опираются радиальные подшипники скольжения 7 ротора. Секции статора запрессованы в корпус 12.
Секция ротора имеет пакет роторных жестей 10 и радиальный подшипник 7. В пазах пакета жестей расположены медные стержни «беличьей клетки» (коротко замкнутой обмотки ротора). Секции ротора собраны на валу 11 и располагаются в расточке статора. Выводные концы обмотки статора соединяются с выводными концами колодки кабельного ввода и изолируются. Колодка кабельного ввода изготавливается из эластичного диэлектрического материала.
Осевой подшипник воспринимает осевые усилия, действующие на вал ротора. На верхнем конце вала ротора находится шлицевая муфта 1, через которую гидрозащита соединяется с валом и далее с насосом. Шлицевая муфта имеет скосы на шлицах для быстрого соединения валов. На валу ротора установлена турбинка 6 для принудительной циркуляции масла внутри электродвигателя с целью смазки опор и охлаждения двигателя. Масло поступает по отверстию в валу к турбинке и нагнетается ею в полость над статором двигателя, далее по зазору между статором и ротором и по специальным пазам, выполненным в статорных жестях около корпуса двигателя, масло подается к фильтру, проходит через него и вновь поступает в отверстие вала.
При попадании пластовой жидкости в неплотности изоляции проводов обмотки электродвигателя снижаются изоляционные свойства масла, что приводит к отказу двигателя.
Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 2.6) устанавливается между насосом и электродвигателем 6 и служит для защиты последнего от попадания в него пластовой жидкости, а также компенсирует температурные изменения объема.
Протектор состоит из двух камер А и Б, разделенных резиновой диафрагмой 4. Камеры заполнены тем же маслом, что и двигатель. При нагреве масла во время работы двигателя давление в камере Б растет, оно передается диафрагмой в полость А и далее в полость В. Масло из полости А будет вытесняться в полость В до тех пор, пока давление в камере А не снизится и пластовая жидкость не станет поступать в нее через обратный клапан 5. Чтобы диафрагма не изолировала друг от друга полости А и В, в протекторе предусмотрена соединительная трубка 8. Для более надежной герметизации двигателя имеются два торцевых уплотнения 1 и 3. Опора воспринимает осевые усилия, действующие на вал.
При гидрозащите типа Г опоры скольжения вала насоса работают в подаваемой пластовой жидкости.
Компенсатор 7 гидрозащиты располагается ниже электродвигателя и предназначен для компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении и компенсации перехода масла из двигателя в полость Б. Компенсатор представляет собой камеру, образуемую эластичной диафрагмой, заполняемую тем же маслом, что и электродвигатель. Диафрагма защищена от повреждений стальным корпусом.
Рис. 2.6 Гидрозащита насоса типа Г
В систему энергоснабжения входят: кабельная линия, станция управления, трансформатор.
Специальная кабельная линия служит для подвода электроэнергии к электродвигателю и состоит из питающего кабеля и муфты кабельного ввода.
Рис. 2.7 Круглый (а) и плоский (б) кабель для подвода электроэнергии к двигателю
В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить кабели марок КПБК или КППБПС -- в качестве основного кабеля; комплектующий кабель марки КПБП; муфта кабельного ввода круглого или плоского типов.
Кабель КПБК (рис. 2.7, а) состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил 1, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности 2 и скрученных между собой, подушки З и брони 4.
Кабель КППБПС (рис 2.7, б) состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил 1, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности 2 и уложенных в одной плоскости, подушки З и брони 4. Аналогичную конструкцию имеет и кабель КПБП.
Рис. 2.8 Муфта кабельного ввода круглого (а) и плоского (б) типов
Муфта кабельного ввода круглого типа (рис. 2.8, а) состоит из полиэтиленового изолятора 2, изготовленного на кабеле 1, корпуса 3, фланца 4 и штепсельных наконечников 5.
Муфта кабельного ввода плоского типа (рис. 2.8, б) состоит из корпуса 2, полиэтиленового изолятора 3, изготовленного на кабеле 1, резиновых втулок 4, заглушки 5, контактных губок 6 резинового кольца 7 и уплотнительного кольца 8.
Станция управления -- комплектное устройство ШГС предназначено для управления установками скважинных центробежных насосов для добычи нефти с электродвигателями мощностью от 28 до 100 кВт, а комплектное устройство КУПНА -- для установок с электродвигателем мощностью свыше 100 кВт.
Станция управления ШГС и КУПНА обеспечивают: включение и отключение установки; работу в ручном и автоматическом режимах; управление установкой с диспетчерского пункта; возможность подключения программного реле времени КЭП-12У; самозапуск электродвигателя с выдержкой времени до 10 мин при появлении напряжения после его исчезновения; отключение станции управления при токах короткого замыкания в силовой цепи; отключение электродвигателя при увеличении или снижении номинального тока на 15%; отключение электродвигателя при отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального; непрерывный контроль сопротивления изоляции кабеля с отключением при сопротивлении ниже 30 кОм; световую сигнализацию об аварийном режиме; подключение геофизических приборов; отключение установок при разрыве нефтепровода.
Комплектное устройство ШГС выполняется в металлическом шкафу с отсеком высокого напряжения (более 1000 В).
Конструкция комплектного устройства ШГС предусматривает: механическую блокировку для предотвращения доступа в отсек высокого напряжения при включенном вводном аппарате; видимый разрыв силовой цепи и заземление отключенного участка; электрическую блокировку для отключения коммутационного аппарата (контактора) при открывании двери шкафа комплектного устройства; механическую блокировку силового штепсельного разъема с пакетным выключателем, не позволяющую оперировать штепсельным разъемом при включенном пакетном выключателе.
Комплектное устройство КУПНА выполняется в металлическом шкафу, защищенной конструкции, двустороннего обслуживания.
Конструкция комплектного устройства КУПНА предусматривает: высоковольтный и низковольтный шкафы с отсеком управления; регулируемую механическую и электрическую блокировки разъединителя с дверью шкафа высокого напряжения для предотвращения открывания дверей при включенном разъединителе и включении разъединителя при открытых дверях; механическую и электрическую блокировки разъединителя с высоковольтным контактором для предотвращения отключения и включения разъединителя при включенном контакторе; возможность заземления высоковольтной цепи на выходе вводного разъединителя.
Вероятность безотказной работы комплектных устройств ШГС и КУПНА -- не менее 0,8 при наработке не менее 16500 ч; средний срок службы до списания -- 16 лет, среднее время восстановления -- 2 ч.
Трансформаторы в системе энергоснабжения установок скважинных центробежных насосов выполняются с естественным масляным охлаждением (масляные трансформаторы), устанавливаются на открытом воздухе и предназначены для повышения напряжения тока от сетевого (380 В) до необходимого рабочего напряжения электродвигателя у его ввода с учетом снижения напряжения в кабеле.
Для обеспечения рабочего напряжения электродвигателя на высокой стороне обмоток трансформаторов предусмотрено по 5--10 отверстий (отпаек).
Масляный трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВП и ПН (высокого и низкого напряжения), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем.
Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом с пробивным напряжением не ниже 40 кВ.
На крышке бака смонтированы: привод переключателя ответвлений обмоток ВП (один или два), предназначенный для регулирования напряжения на выходной стороне соединением соответствующих ответвлений обмоток; ртутный термометр для измерения температуры масла и расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем для удаления влаги и очистки воздуха, поступающего в трансформатор при температурных колебаниях уровня масла.
Оборудование устья скважины предназначено для отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при увеличении его давления. Кроме того, конструкция устьевого оборудования предусматривает использование приборов при исследованиях скважины (измерении давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, измерении уровня жидкости в скважине и т. д.).
Устьевое оборудование состоит из трубной головки 1 (рис. 2.9), которая соединяется с обсадной колонной.
Оборудование устья скважин, эксплуатируемых скважинными центробежными насосами, унифицировано с устьевым оборудованием, применяемым при других способах эксплуатации скважин (фонтанном, скважинными штанговыми насосами), и между собой.
Оборудование устья скважины для эксплуатации этими установками обозначается ОУЭН и изготавливается в двух исполнениях: исполнение П -- с проходными кранами или задвижками и исполнение Т с трехходовыми кранами.
Рис. 2.9 Оборудование устья скважины
В трубной головке размещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Трубная головка имеет отверстие для использования приборов при измерении уровня жидкости в скважине и других исследованиях. Затрубное пространство скважины соединяется с выходом из насосно-компрессорных труб через колено 6 и обратный клапан 7.
Рис. 2.10 Оборудование устьевое ОУЭ, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа: 1 - трубная подвеска; 2 - кабель; 3 - кран пробковый проходной; 4 - корпус; 5 - манжета
Кроме отечественных установок на месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» применяются установки фирмы Shlumberger. Принципиально они не отличаются от российских установок, но по некоторым характеристикам значительно превосходят наши разработки. Кабель отечественного производства рассчитан на максимальную температуру - 95єС (в последнее время выпускаются термостойкие кабели, рассчитанные на максимальную температуру 130єС). В условиях месторождения им. Мирзоева это обстоятельство ограничивает эксплуатацию этих установок. Нефть на месторождении им. Мирзоева высокопарафинистая. Иногда необходима депарафинизация горячей нефтью. Нефть, разогретая до 95 градусов, обеспечивала недостаточную обработку скважины. Зарубежный кабель выдерживает температуру до 160 градусов. Такой кабель особенно подходит для больших глубин (на месторождении им. Мирзоева забойные температуры многих скважин превышают 100 градусов). Кроме того, кабель фирмы Shlumberger меньше по размерам, что немаловажно в тесных условиях внутри обсадной колонны.
Хомуты, крепящие кабель к НКТ, надежно защищают кабель от повреждений в уязвимых местах - на муфтах НКТ. Российские хомуты на муфтах кабель совсем не защищают. При спуско-подъемных операциях в условиях больших глубин на месторождении им. Мирзоева часто происходили досадные «изоляции 0» - кабель повреждался как раз на муфтах НКТ. Кроме того, хомуты российского производства часто срываются при спуско-подъемных операциях, и остаются на забое скважины, что впоследствии мешает при промывках скважин. Хомуты зарубежные не могут отстегнуться в связи с надежным креплением и используются многократно.