Установки электроцентробежных насосов. Схема УЭЦН

При эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом наиболее целесообразно применение центробежных насосов.

Установка скважинного центробежного насоса (рис. 4) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования. Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Рис. 4. Установка скважинного центробежного насоса

Электродвигатель насосного агрегата — погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (см. рис. 4) из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора /, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу — спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб. Конструкция головки позволяет производить ловильные работы насосного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переводника в резьбовой части ловильной головки.

Насосный агрегат с насосно-компрессорными трубами и кабелем подвешивают на оборудовании устья скважины, которое обеспечивает герметизацию кабеля и насосно-компрессорных труб, а также отвод жидкости и газа

ЛИТЕРАТУРА

Основная литература

1. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под ред. Е.И. Бухаленко. М.: Недра, 1990. – 559 с.

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М.

Основы нефтегазового дела. Уфа.: ООО «ДизайнНолиграфСервис», 2001. – 544 с.

Дополнительная литература

1. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А.

Основы нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1988. – 200 с.

2. Молчанов А.Г., Чичеров В.Л.

Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983. – 308 с.

Периодические издания.

1. Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса».

2. «Нефть и газ».

3. «Нефтегазовое дело»