Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) представляет собой высокотехнологичный комплекс оборудования для механизированной добычи нефти из скважин. Система включает погружной электронасосный агрегат, спускаемый на насосно-компрессорных трубах, и наземное электрооборудование, обеспечивающие подъем пластовой жидкости с глубины до 3600 метров при производительности от 10 до 10000 м³/сут. УЭЦН является основным способом механизированной добычи нефти в России, применяясь преимущественно в высокодебитных обводненных скважинах.
УЭЦН или установка электроцентробежного насоса относится к погружным бесштанговым насосным системам, предназначенным для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, попутную воду, растворенный газ и механические примеси. Оборудование регламентируется национальным стандартом ГОСТ Р 56830-2015, устанавливающим технические требования к установкам электроприводных лопастных насосов.
Принцип работы УЭЦН основан на преобразовании электрической энергии в механическую энергию вращения вала погружного электродвигателя с последующим созданием напора многоступенчатым центробежным насосом. Жидкость поступает через приемный модуль и последовательно проходит через рабочие колеса насоса, где за счет центробежной силы создается необходимый напор для подъема на поверхность.
Область эффективного применения УЭЦН: высокодебитные скважины с подачей от 20 до 1300 м³/сут, глубокие скважины до 3600 м, наклонно-направленные и горизонтальные скважины с углом отклонения до 60 градусов от вертикали, сильнообводненные скважины с содержанием воды до 99%, скважины с повышенной минерализацией пластовых вод.
Эффективность работы УЭЦН снижается при откачке высоковязких жидкостей с кинематической вязкостью более 30 мм²/с, повышенном содержании свободного газа на приеме насоса более 25% объемной доли, высокой концентрации механических примесей более 1 г/л для коррозионноизносостойкого исполнения. При подаче менее 50 м³/сут КПД установки резко падает, что делает применение УЭЦН экономически нецелесообразным.
Установка электроцентробежного насоса состоит из погружной части, спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб, и наземного оборудования, соединенных силовым кабелем. Погружная часть представляет собой насосный агрегат длиной до 50 метров, собранный из отдельных узлов с фланцевыми соединениями.
Погружной электродвигатель (ПЭД) является нижним элементом установки и преобразует электрическую энергию в механическую. Применяются асинхронные маслонаполненные трехфазные двигатели с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения. Диаметр корпуса ПЭД составляет от 96 до 185 мм, мощность варьируется от 8 до 650 кВт. При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения вала равна 3000 об/мин.
Электродвигатель состоит из статора с трехфазной обмоткой, ротора с короткозамкнутой обмоткой, головки с токовводом и упорным подшипником, основания с фильтром для очистки масла. Масло циркулирует по двигателю, обеспечивая смазку подшипников и отвод тепла к корпусу, охлаждаемому потоком скважинной жидкости.
Гидрозащита защищает внутреннюю полость электродвигателя от проникновения пластовой жидкости и компенсирует температурное расширение масла при нагреве. Узел устанавливается над ПЭД и включает протектор с эластичными мембранами, компенсирующими изменение объема масла, и лабиринтные уплотнения. Протектор электрокоррозионной защиты изготавливается из сплавов алюминия, магния и цинка, предохраняя стальной корпус от коррозии.
Входной модуль или приемный модуль обеспечивает прием пластовой жидкости в полость насоса через отверстия с защитной сеткой и передачу вращающего момента от вала гидрозащиты к валу насоса. Длина модуля не превышает 500 мм, диаметр соответствует габариту насосных секций.
Газосепаратор применяется при содержании свободного газа более 25% для дегазации жидкости перед входом в насос. Центробежные газосепараторы способны снижать газосодержание до 55%, предотвращая кавитацию и срыв подачи насоса. Установка газосепаратора позволяет эксплуатировать УЭЦН в скважинах с высоким газовым фактором.
Электроцентробежный насос (ЭЦН) представляет собой многоступенчатую многосекционную конструкцию. Каждая ступень состоит из рабочего колеса с лопастями и направляющего аппарата. Высоконапорные насосы составляются из нескольких секций длиной до 6 метров, содержащих по 120-200 ступеней. Общее количество ступеней может достигать 650 штук для обеспечения необходимого напора до 4000 метров.
Дополнительное оборудование погружной части:
Наземная часть УЭЦН включает трансформаторную подстанцию или трансформатор для погружных насосов (ТМПН), станцию управления, устьевое оборудование. Трансформатор повышает напряжение до 800-2400 В для питания погружного двигателя. Станция управления обеспечивает запуск, регулирование частоты вращения, защиту от перегрузок, контроль параметров работы.
Устьевое оборудование УЭЦН (ОУЭН) представляет собой модифицированную фонтанную арматуру, состоящую из колонной и трубной головок, тройника с задвижками. Кабель вводится через специальное отверстие в верхнем фланце трубной головки с герметизацией кабельным вводом.
Технические требования к установкам электроприводных лопастных насосов регламентированы национальным стандартом ГОСТ Р 56830-2015. Стандарт устанавливает условное обозначение, технические характеристики, условия эксплуатации и требования безопасности.
Маркировка установки состоит из девяти блоков информации: диаметр корпуса в мм, буквенное обозначение У-Э-ЛН (установка электрическая лопастного насоса), тип насоса (Ц-центробежный, ЦВ-центробежно-вихревой, ЦР-центробежно-радиальный), номинальная подача м³/сут, номинальный напор метров, климатическое исполнение, исполнение по материалам (К-коррозионностойкое, КИ-коррозионноизносостойкое), дополнительные индексы.
Пример обозначения УЭЦН5-80-1500К: установка электроцентробежного насоса габарита 5 (диаметр 92-103 мм), номинальная подача 80 м³/сут, напор 1500 м, коррозионностойкое исполнение.
Правильный подбор установки электроцентробежного насоса к скважине является ключевым условием эффективной эксплуатации и достижения проектного межремонтного периода. Методика подбора УЭЦН основывается на законах фильтрации пластовых флюидов, гидродинамике газожидкостных смесей в стволе скважины и характеристиках центробежного насоса.
Для выбора типоразмера УЭЦН и глубины спуска необходимы следующие параметры скважины: коэффициент продуктивности по результатам гидродинамических исследований, пластовое давление, давление насыщения нефти газом, статический и динамический уровни, газовый фактор, обводненность продукции, плотность нефти и пластовой воды, кинематическая вязкость, температура на глубине подвески, инклинометрия ствола скважины, внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
При подборе учитывают специальные условия: для скважин с газовым фактором более 50 м³/м³ давление на приеме насоса должно быть не ниже 0,7-0,8 от давления насыщения, глубина спуска должна превышать напор на 300-400 метров для обводненности менее 90%, при наличии механических примесей более 0,5 г/л применяют коррозионноизносостойкое исполнение.
После монтажа и запуска УЭЦН проводится вывод установки на оптимальный режим работы путем регулирования частоты вращения двигателя с помощью частотно-регулируемого привода на станции управления. Оптимальный режим соответствует зоне максимального КПД насоса при обеспечении требуемой подачи и минимизации энергопотребления.
Межремонтный период работы УЭЦН характеризует техническую надежность оборудования и качество эксплуатации в конкретных геолого-физических условиях. Средний межремонтный период современных установок составляет 320-400 суток при оптимальных условиях, достигая 12-18 месяцев в скважинах без осложняющих факторов.
Межремонтный период зависит от обводненности продукции скважины: при обводненности 32% средний МРП составляет 210 суток, при 71% снижается до 185 суток, при 90-95% составляет 100-120 суток. Содержание свободного газа до 7% не оказывает существенного влияния на параметры, но при превышении 25% требуется установка газосепаратора.
Механические примеси являются основным фактором, сокращающим межремонтный период. При отсутствии песка и твердых частиц продолжительность работы достигает 12-18 месяцев, при содержании механических примесей срок службы снижается до 50-70 суток из-за абразивного износа рабочих колес насоса.
Распределение причин отказов погружного оборудования (данные варьируются по месторождениям):
Эксплуатация УЭЦН требует непрерывного контроля параметров работы через систему телеметрии. Станция управления отслеживает токовую нагрузку, напряжение, частоту, температуру обмоток двигателя, давление на приеме насоса, вибрацию, сопротивление изоляции. При отклонении параметров от допустимых значений автоматика переводит установку в щадящий режим или останавливает при аварийных ситуациях.
Плавный пуск с постепенным увеличением частоты и напряжения предотвращает гидравлические удары и электрические перегрузки. Применение частотно-регулируемого привода позволяет оптимизировать режим работы, снижать энергопотребление и увеличивать межремонтный период.
При эксплуатации в скважинах с осложняющими факторами применяются специальные технические решения и модификации оборудования для обеспечения надежной работы установки.
При газовом факторе более 50 м³/м³ и содержании свободного газа на приеме насоса более 25% устанавливают центробежные или роторно-вихревые газосепараторы. Газосепаратор отделяет до 90% свободного газа, направляя его в затрубное пространство, а дегазированную жидкость подает на прием насоса. Глубину спуска выбирают такой, чтобы давление на приеме превышало 0,7-0,8 от давления насыщения.
Для скважин с содержанием механических примесей более 0,5 г/л применяют насосы коррозионноизносостойкого исполнения (КИ) с твердосплавными втулками и рабочими колесами из износостойких материалов. Допустимая концентрация повышается до 1,0 г/л. Устанавливают фильтры на входе приемного модуля с размером ячейки 0,5-1,0 мм.
После гидроразрыва пласта возможен интенсивный вынос проппанта, требующий временной установки насоса увеличенного габарита с пониженной скоростью откачки до стабилизации выноса механических примесей через 2-6 месяцев.
В скважинах с высокой минерализацией пластовой воды и смешением несовместимых вод применяют ингибиторы солеотложения, дозируемые в затрубное пространство. Периодическую обработку насоса проводят растворителями через НКТ при спуске без обратного клапана. Применяют гладкие рабочие колеса и направляющие аппараты, затрудняющие кристаллизацию солей.
При температуре пластовой жидкости более 90°С применяют ПЭД теплостойкого исполнения с рабочей температурой до 150°С, специальное теплостойкое исполнение работает при температуре до 200°С, кабель с термостойкой изоляцией. Обеспечивают достаточную производительность для охлаждения двигателя потоком жидкости, минимальный дебит должен составлять не менее 30-40% от номинальной подачи насоса.
Установки электроцентробежных насосов представляют собой высокоэффективное оборудование для механизированной добычи нефти из высокодебитных скважин. Правильный подбор УЭЦН с учетом характеристик скважины по ГОСТ Р 56830-2015, применение дополнительного оборудования в осложненных условиях и соблюдение режимов эксплуатации обеспечивают достижение проектного межремонтного периода 320-400 суток и высокую энергоэффективность добычи. Понимание конструкции узлов, принципа работы и основных причин отказов позволяет технологам и инженерам оптимизировать процесс эксплуатации и минимизировать эксплуатационные затраты.
Данная статья носит исключительно информационный и ознакомительный характер. Представленная информация не является руководством к действию и не заменяет официальную нормативно-техническую документацию производителей оборудования и государственные стандарты. Все проектные решения по подбору и эксплуатации установок электроцентробежных насосов должны выполняться квалифицированными специалистами с соблюдением действующих норм и правил. Автор и правообладатель материала не несут ответственности за последствия применения информации, изложенной в статье, в практической деятельности.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.