- •Скважинные насосные установки для добычи нефти
- •Введение
- •Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин
- •Глава I. Установки скважинных насосов с электроприводом
- •1.1. Скважинные центробежные насосы
- •1.1.1. Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
- •Технические характеристики насосов
- •Основные требования технических условий на насосы
- •Параметры насосов тала эцна, эцнак ту 3631-025-21945400-97
- •Параметры насосов типа эцнм 5-20 ту 3665-001-00217780-97
- •Технические характеристики насосов типа 1bнhп 5-25
- •Технологические характеристики насосов типа 2вннп 5-80
- •Технические характеристики насосов типа 2вннп 5-125
- •1.1.2. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
- •Параметры насосов фирмы reda
- •Параметры насосов фирмы Centrilift
- •Параметры насосов фирмы еsр
- •Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы odi
- •Параметры насосов типа а и е фирмы Temtex
- •1.2. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Существующие конструкции и принцип действия газосепараторов и диспергаторов
- •Условия эксплуатации
- •Газосепараторы фирмы Centrilift
- •Г азосепараторы и диспергаторы, выпускаемые фирмой reda
- •Газосепараторы китайского производства
- •Газосепараторы для эцн
- •1.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •Размеры труб для корпусов эцн и пэд
- •Секционные двигатели
- •Параметры погружных электродвигателей
- •Двигатели фирмы reda
- •Электродвигатели серии 375, 50 Гц, односекционные, диаметр — 95,3 мм
- •Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
- •Модульные протекторы серии 387/456. Минимальный размер обсадной трубы 5.5" (139,7 мм), наружный диаметр 98,3 мм
- •Двигатели фирмы Centrilift
- •Электродвигатели модели dme серии 375
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Электродвигатели fme серии 450 односекционные
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Электродвигатели фирмы Temtex
- •Двигатели фирмы Temtex
- •1.4. Система токоподвода установоък эцн
- •1.4.1. Устройства управления и защиты
- •Комплектное устройство шгс5805-49азу1 (ту уз.10-00216852-00-95)
- •Технические характеристики шгс 5810
- •Комплектные трансформаторные подстанции серии ктппн (ту 16-530.292-83)
- •Параметры ктппнкс
- •Станции управления типа ирби
- •1.4.2. Комплектные устройства зарубежных фирм Комплектные устройства фирмы reda
- •Технические характеристики комплектных устройств фирмы reda
- •Комплектные устройства фирмы Cenlrilift
- •Техничеcкие характеристик и комплектных устройств фирмы Centrilift
- •Комплектные устройства фирмы esp
- •Технические характеристики комплектных устройств esp
- •1.4.3. Оборудование для регулировки частоты вращения валов погружных двигателей
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы reda
- •Массогабаритная характеристика vsd
- •Технические характеристика speedstar
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы Centrilift
- •Технические характеристики «Электроспид ics»
- •Оборудование для регулировки частоты вращения фирмы esp
- •Регуляторы скорости фирмы esp
- •1.4.4. Оборудование для диагностики уэцн
- •Система термоманометрическая скад-2
- •Габаритные размеры и масса составных частей ист-1
- •Оборудование для диагностики состояния уэцн зарубежных фирм
- •Скважинные приборы замера давления и температуры (пздт) фирмы reda
- •Применимость комплекса пздт в составе уэцн фирмы rеda
- •Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы reda
- •Скважинные приборы замера давления и температуры фирмы Centrilift
- •Технические характеристики пздт фирмы Centrilift
- •Скважинная система мониторинга фирмы phoenix petroleum services Ltd (Шотландия)
- •Технические данные системы трай-сенсор
- •1.4.5. Трансформаторы для уэцн
- •Устройство трансформатора
- •Трансформаторы фирмы reda
- •Трансформаторы фирмы Centrilift
- •Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
- •Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
- •1.4.6. Кабельные линии установок эцн
- •Российские кабельные линии
- •Кабели марок кпбк, кпбп и кпобп
- •Кабели марок кппбк и кппбп
- •Кабели марок кпобпт, кпбпт и кппбпт
- •Кабели марок кпбт, кпбпт, кэпбт и кэпбпт
- •Удлинитель с муфтой
- •Кабели-удлинители марок кпбпт, кпобпт, кппбпт, кпбп, кэпбпт и кппбп
- •Сростка кабелей
- •Размеры сросток кабельных линий
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Кабельные линии фирмы reda
- •Кабели фирмы reda
- •Упаковка
- •Барабаны для намотки кабеля
- •Размеры жил кабелей фирмы reda
- •Основной кабель Кабели Redalene
- •Кабели Redahot
- •Кабели Redablack
- •Кабели Redalead
- •Удлинитель с муфтой Кабели-удлинители Motorlead
- •Муфта кабельного ввода
- •Сростка кабелей
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы reda
- •Кабели фирмы Centrilift
- •Кабели Centrilift cpn
- •Кабели Centrilift ctn
- •Кабель Centrilift стт
- •Кабели Centrilift cee
- •Кабель Centrilift cel
- •Кабель-удлинитель Centrilift kt3
- •Кабель-удлинитель Centrilift kht
- •Кабели фирмы Phillips Cables (Канада) Кабели Devilene r (круглый) и Devilene f (плоский)
- •Кабель Deviline
- •Кабель Deviline 400
- •Кабель Devilead
- •Кабели предприятия zts Кабели эпоп
- •Кабель-удлинитель кэпоп
- •Кабель ппнп и эпнп
- •Кабель эпэпп
- •Максимальные токовые нагрузки для кабелей zts
- •Кабели Шеньянского и Тяньзинского кабельных заводов (кнр)
- •Кабельная продукция фирмы Kerite (Шотландия)
- •1.4.6.1. Выбор конструкций кабелей для кабельных линий уэцн
- •Рекомендации по выбору конструкций кабелей для уэцн
- •Расчет падения напряжения в кабельной линии
- •1.4.6.2. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •Пояса для крепления кабеля российского производства
- •Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
- •1.4.6.3. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок уэцн Устройство нки-1
- •Технические характеристики устройства нки-1
- •Технические характеристики устройства омпик-1
- •1.5. Оборудование устья скважины и вспомогательное оборудование для эксплуатации уэцн
- •1.5.1. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •Технические характеристики ауэ и оуэн
- •Технические характеристики афкэ и афк1э
- •1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •Геометрические характеристики оборудования устья для уэцн
- •1.5.3. Пункты подключения кабельных линий
- •Габаритные размеры клеммных кабельных коробов фирмы Centrilift
- •1.5.4. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях
- •Характеристики устройств для спуска кабельной линии
- •1.5.5. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •Технические характеристики установки унркт-2м
- •Технические характеристики установки для намотки кабеля
- •Технические характеристики самоходной моталки
- •Установки для намотки и размотки кабелей ведущих фирм мира
- •Основные технические характеристики агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
- •1.5.6. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •1.6. Основные направления усовершенствования установок погружных центробежных насосов
- •Основные технические данные и характеристики параметрических двигателей рппэд -я
- •Основные характеристики некоторых представителей параметрических двигателей прэд
- •Технические характеристики «цунар-100»
- •1.7. Конструктивные особенности деталей установок центробежных насосов и материалы для их изготовления
- •Материалы основных деталей насосов типа эцн
- •Химический состав и механические свойства материалов рабочих органов насосов типа эцн
- •Требования к корпусам насосов
- •Технические требования к валам насосов
- •Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата и расточкой корпуса
- •Материалы основных деталей газосепараторов типа мнг и мнгк по ту 26-06-1416-84
- •Материалы основных деталей газосепараторов тапа мн-гсл по ту 313-019-92
- •Сравнительная характеристика электротехнических сталей с термостойким электроизоляционным покрытием
- •Варианты конструктивного исполнения насосов 2 лэцн5
- •1.8 Подбор оборудования и выбор узлов установки эцн по условиям добычи нефти из скважины
- •1.8.1. Основные положения методики подбора уэцн к нефтяной скважине
- •1.8.2. Алгоритм «ручного» подбора уэцн к скважине
- •Проверка параметров кабеля и нкт
- •Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора уэцн к скважине
- •Общие сведения о программах подбора оборудования
- •1.8.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки эцн
- •1.9. Обслуживание и ремонт установок погружных центробежных насосов
- •Технологический процесс разборки и сборки скважинного центробежного электронасоса
- •Технологический процесс разборки пэд45-117ав5
- •Технические характеристики верстака
- •Технические характеристики установки для мойки
- •1.10. Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов
- •1.11. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •1.11.1. Принцип действия винтовых насосов
- •1.11.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •1.11.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •Риг. 1.175. Схема действия сил в насосе
- •1.11.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •Технические характеристики установок
- •Технические характеристики насосов
- •1.11.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •1.11.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •1.12. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •В насосах используются различные конструкции диафрагм.
- •Число составных частей при варианте поставки
- •Основные показатели уэдн 5
- •Глава II. Штанговые скважинные насосные установки
- •2.1. Штанговая скважинная насосная установка. Области применения
- •2.1.1. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •2.2. Оборудование скважынных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •2.2.1. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •Общая классификация индивидуальных приводов штанговых насосов
- •Индивидуальные механические приводы
- •2.2.1.1. Балансирные станки-качалки
- •Станки-качалки по гост 5866-76
- •Основные параметры станков-качалок гост 5866-56
- •Основные параметры станков-качалок гост 5866-66
- •Основные параметры станков-качалок по гост 5866-76
- •Ряд станков-качалок, выпускаемых румынским заводом «Вулкан» (г. Бухарест)
- •Технические характеристики станков-качалок типа скд по ост 26-16-08-87
- •Основные параметры станков-качалок
- •Технические характеристики редукторов
- •Технические характеристики станков-качалок по
- •Технические характеристики станков- качалок, выпускаемых оао «Редуктор» по ост 26-16-08-87
- •Технические характеристики станка-качалки конструкции АзИнмаш
- •Технические характеристики станков-качалок конструкции спктб «Нефтегазмаш», г. Уфа
- •Станки-качалки по ост 26-16-08-87
- •Тихоходные станки-качалки
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики cm-456d-305-120
- •2.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром
- •2.2.1.3. Безбалансирные станки-качалки
- •2.2.2. Редукторы механических приводов скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.3. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.4. Конструктивные особенности длинноходовых скважинных насосных установок
- •Технические характеристики установки
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики установки
- •Технические характеристики установки
- •2.2.5. Оборудование устья скважины при эксплуатации сшну
- •Штанговращатель.
- •Штоки сальниковые устьевые шсу
- •Технические характеристики подвески устьевого штока
- •Технические характеристики устьевых сальников
- •Технические характеристики устьевого оборудования
- •2.2.6. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •2.2.7. Уравновешивание балансирных станков-качалок
- •2.2.7.1. Определение усилий в шатуне при различных способах уравновешивания
- •2.2.7.2. Определение тангенциальных усилий на пальце кривошипа
- •2.2.8. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.8.1. Кинематическая зависимость между длиной хода точки подвеса штанг и размерами балансирного привода
- •2.2.8.2. Выбор рациональных значений отношений длин звеньев
- •2.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов балансирного привода на его габариты и вес
- •Расположение двигателя относительно редуктора
- •Относительное расположение опоры балансира и опоры траверсы
- •2.70. Расположение опоры балансира и опоры траверсы под балансиром
- •Размещение шарнирного четырехзвенника между опорой балансира и точкой подвеса штанг
- •Расположение редуктора относительно рамы станка-качалки
- •2.2.9. Методика расчета и подбора штанговых скважинных насосных установок
- •2.2.10. Исследование скважин. Классификация неисправностей в работе сшну. Динамометрирование
- •Влияние неисправностей на работу сшну
- •Классификация методов диагностики
- •Расчетные величины
- •Диагноз
- •2.2.11. Скважинные штанговые насосы-основные виды и области применения
- •Сравнение характеристик насосов
- •Области применения штанговых насосов
- •Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах
- •Спецификация базовых типов скважинных штанговых насосов
- •Примеры обозначения насосов
- •Соответствие обозначения насосов по российскому стандарту и api Spec 11ax
- •2.2.11.1. Цилиндры скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики безвтулочных цилиндров скважинных насосов
- •Материал цилиндров и условия эксплуатации
- •2.2.11.2. Плунжеры скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики плунжеров
- •Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров
- •Группы посадок сопряжения «плунжер — цилиндр»
- •2.2.11.3. Клапаны скважинных штанговых насосов
- •Материалы деталей клапанов скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики клапанов
- •2.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы, автосцепы, сливные устройства и штоки скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики замков насосов
- •Технические характеристики автосцепа
- •Технические характеристики штоков
- •2.2.11.5. Общие требования к скважинным штанговым насосам
- •2.2.12. Насосные штанги
- •Характеристика материалов отечественных насосных штанг
- •Соответствие прочности штанг российского производства классам прочности штанг по api Spec 11в
- •Технические характеристики полых штанг, выпускаемых в рф
- •Основные размеры полых насосных штанг фирмы sbs
- •Размеры штанги по стандарту api SpecllB
- •Размеры муфты, по стандарту api Spec 11b
- •Области применения насосных штанг
- •Масса тяжелого низа колонны штанг
- •2.2.13. Вспомогательное оборудование скважинных штанговых насосных установок: скребки, центраторы, скважинные дозаторы, штанговые амортизаторы, газосепараторы
- •2.2.13. Станции управления работой скважинных штанговых насосных установок
- •Основные технические характеристики сус «Омь»
- •Основные технические данные и характеристики сус «Омь-2кс»
- •2.3. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •2.3.1. Состав установки и ее особенности
- •2.3.2. Классификация вшну
- •2.3.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •Технические характеристики винтовых штанговых насосов зарубежных фирм
- •2.3.4. Привод скважинных штанговых винтовых насосов
- •2.3.5. Особенности работы и расчета штанг с винтовыми насосами
- •2.3.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок
- •Глава III установки скважинных насосов с гидроприводом
- •3.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •3.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •3.1.2. Скважинные гидропоршневые двигатели, насосы и золотники
- •Характеристики гидропоршневых насосных агрегатов фирмы Kobe
- •3.1.3. Поверхностное оборудование гидропоршневых насосных установок
- •3.1.4. Некоторые расчетные зависимости рабочих параметров для подбора гидропоршневых насосных установок
- •Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •Определение расхода рабочей жидкости
- •Определение силового давления рабочей жидкости
- •Среднее давление рабочей жидкости на входе в погружной агрегат
- •Определение мощности и коэффициента полезного действия гидропоршневой установки
- •3.2. Скважинные струйные насосные установки
- •3.2.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики струйных аппаратов
- •3.2.2. Поверхностное оборудование струйных насосных установок
- •3.3. Скважинные гидроштанговые насосные установки
- •3.3.1. Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей
- •3.3.2. Схемы поверхностного оборудования скважинных гидроштанговых установок
- •Технические характеристики ску
- •Технические характеристики установки угшн-5-15-1000
- •3.3.3. Некоторые теоретические и расчетные зависимости рабочего процесса гидроштангового насоса
- •3.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •3.5. Турбонасосные установки
- •3.6. Вибрационные насосные установки
- •Технические характеристики вибрационного насоса
- •Принцип действия вибрационного насоса
- •Глава I.
- •Глава II.
- •Глава III.
Секционные двигатели
Двигатели мощностью более 180 кВт диаметром 123 мм, более 90 кВт диаметром 117 мм, 63 кВт диаметром 103 мм и мощностью 45 кВт диаметром 96 мм — секционные (см. рис. 1.97 и 1.98). Конструкции узлов секционирования двигателей диаметром 123, 117, 103 и 96 мм идентичны.
Соединение корпусов — фланцевое, валов — шлицевой муфтой. Электрическое соединение обмоток секций осуществляется штепсельным разъемом. Вверху нижней секции расположена межсекционная колодка из АГ-4, которая снабжена подпружиненным стопором, предохраняющим ее от проворачивания.
В колодку вворачивается упор, который открывает шариковый клапан при сочленении нижней и верхней секций, соединяя их полости для прохода масла.
Электрические контакты выводных проводов с гильзой (в нижней секции) и выводных проводов с наконечником (в верхней секции) аналогичны контакту «муфта кабельного ввода — колодка кабельного ввода» в односекционных двигателях.
В головке нижней секции размещен ловитель для установки правильного положения секций и защите наконечников выводных проводов при сочленении. Обмотки секций соединены последовательно.
Структура условного обозначения типа электродвигателей российского производства представлена на рис. 1.98 [3].
Рис. 1.98. Структура условного обозначения типа погружного электродвигателя
Технические данные и типовые нагрузочные характеристики ПЭД российского производства приведены в таблице 1.19 и на рис. 1.99 и 1.100 [3, 5].
Теплостойкость обмоточных проводов электродвигателя обычно ограничивается температурой 130 °С. С учетом перегрева двигателя за счет потерь энергии в нем и с учетом теплоотвода от деталей двигателя, температура окружающей среды ограничена у большинства двигателей 90 °С.
Рис. 1.99. Нагрузочные характеристики ПЭДУ45-103В5
Рис. 1.100. Нагрузочные характеристики ПЭДУ63-117В5
Таблица 1.19
Параметры погружных электродвигателей
Двигатели асинхронные погружные унифицированной серии ПЭД модернизации М ТУ 3381-026-21945400-97 |
|||||||
Обозначение |
Мощность, кВт |
Рабочее напряжение, В |
Рабочий ток, А |
КПД, % |
Cos φ |
Скольжение, % |
Минимальная скорость охлаждающей жидкости, м/с |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
ЭД12-117М |
12 |
380 |
26 |
84,0 |
0,85 |
5,0 |
0,05 |
ЭД16-117М |
16 |
750 |
18,5 |
84,0 |
0,85 |
5,0 |
0,05 |
ЭД22-117М |
22 |
750 |
24 |
84,5 |
0,85 |
5,0 |
0,05 |
ЭД28- 117М |
28 |
900 |
26 |
84,5 |
0,84 |
5,0 |
0,08 |
1ЭД32-117М |
32 |
750 |
35,5 |
85,0 |
0,84 |
5,0 |
0,08 |
ЭД32-117М |
32 |
1000 |
26 |
85,0 |
0,86 |
5,0 |
0,08 |
ЭД40-117М |
40 |
1200 |
27 |
84,5 |
0,85 |
5,0 |
0,08 |
1ЭД45-117М |
45 |
1000 |
36,5 |
85,0 |
0,86 |
5,0 |
0,08 |
ЭД45-117М |
45 |
1400 |
26 |
85,0 |
0,86 |
5,0 |
0,08 |
ЭД50- 117М |
50 |
1400 |
28 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,12 |
ЭД56-117М |
56 |
1400 |
31,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,12 |
1ЭД63-117М |
63 |
1000 |
51,5 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
ЭД63-117М |
63 |
2000 |
25 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,12 |
ЭД70-117М |
70 |
1500 |
38 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
ЭД40-117МВ |
40 |
800 |
|
|
|
|
|
ЭД40-117МН |
40 |
800 |
|
|
|
|
|
В сборе |
80 |
1600 |
39 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,30 |
ЭД45-117МВ |
45 |
1000 |
|
|
|
|
|
ЭД45-117МН |
45 |
1000 |
|
|
|
|
|
В сборе |
90 |
2000 |
37 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
ЭД50-117МВ |
50 |
1000 |
|
|
|
|
|
ЭД50-117МН |
50 |
1000 |
|
|
|
|
|
В сборе |
100 |
2000 |
38,5 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
ЭД63-117МВ |
63 |
1000 |
|
|
|
|
|
ЭД63-117МН |
63 |
1000 |
|
|
|
|
|
В сборе |
125 |
2000 |
51,5 |
85,0 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
ЭД70-117МВ |
70 |
1000 |
|
|
|
|
|
ЭД70-117МН |
70 |
1000 |
|
|
|
|
|
В сборе |
140 |
2000 |
53,5 |
84,5 |
0,85 |
5,2 |
0,30 |
Двигатели асинхронные погружные унифицированной модернизации Л ТУ 26-06-1553-94 серии ПС |
|||||||
ЭД16-117ЛВ5 |
16 |
500 |
25,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,05 |
ЭД22-117ЛВ5 |
22 |
750 |
23,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,05 |
ЭД32-117ЛВ5 |
32 |
1000 |
25,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,08 |
ЭД45-117ЛВ5 |
45 |
1400 |
25,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,08 |
ЭД63-117ЛВ5 |
65 |
2000 |
25,0 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,12 |
ЭДС90-117ЛВ5 |
90 |
2000 |
36,5 |
84,5 |
0,85 |
5,0 |
0,3 |
ЭДС125-117ЛВ5 |
125 |
2000 |
50,0 |
84,5 |
0,86 |
5,0 |
0,3 |
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД ТУ 3381-027-00220440-97 диаметром корпуса 103 мм |
|||||||
ЭД16-103 |
16 |
500 |
27,5 |
81,0 |
0,83 |
5,0 |
0,05 |
ЭД22-103 |
22 |
750 |
25,5 |
81,5 |
0,82 |
5,0 |
0,05 |
ЭД32-103 |
32 |
1000 |
27,5 |
81,0 |
0,83 |
5,0 |
0,08 |
ЭД45-103 |
45 |
1300 |
29,7 |
81,0 |
0,84 |
6,0 |
0,08 |
ЭДС63-103 |
63 |
2000 |
27,0 |
81,0 |
0,83 |
5,5 |
0,12 |
ЭДС90-103 |
90 |
2000 |
38,7 |
81,0 |
0,83 |
5,5 |
0,12 |
Двигатели асинхронные погружные ТУ УЗ. 10-00216852-021-97 и ТУ У 23914062.001-98 |
|||||||
ЭД16-103 |
16 |
530 |
26,0 |
80,5 |
0,83 |
6,2 |
0,06 |
ЭД22-103 |
22 |
700 |
27,0 |
80,5 |
0,83 |
6,2 |
0,06 |
ЭД32-103 |
32 |
1000 |
27,5 |
80,5 |
0,83 |
6,2 |
0,06 |
ЭД45-103 |
45 |
1050 |
37,0 |
79,5 |
0,84 |
7,2 |
0,08 |
ЭДС63-103 |
63 |
1450 |
37,5 |
80,5 |
0,83 |
6,2 |
0,12 |
ЭДС90-103 |
90 |
2100 |
37,0 |
79,5 |
0,84 |
7,2 |
0,3 |
ЭД16-117 |
16 |
600 |
21,5 |
84,5 |
0,87 |
5,0 |
0,06 |
ЭД22-117 |
22 |
850 |
20,5 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,06 |
ЭД32-117 |
32 |
1100 |
23 |
84,5 |
0,87 |
5,0 |
0,06 |
ЭД45-117 |
45 |
975 |
37,0 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,08 |
ЭД63-117 |
63 |
1400 |
36,0 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,12 |
ЭДС90-117 |
90 |
1950 |
37,0 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,3 |
ЭДС125-117 |
125 |
1950 |
51,0 |
84,5 |
0,86 |
5,2 |
0,4 |
ЭД90-123 |
90 |
2200 |
32,5 |
84,5 |
0,87 |
5,0 |
0,3 |
ЭДС180-123 |
180 |
2150 |
66,0 |
84,5 |
0,87 |
5,0 |
0,6 |
ЭДС250-123 |
250 |
2250 |
87,5 |
84,5 |
0,87 |
5,0 |
0,8 |
ЭДС180-130 |
180 |
2300 |
61,0 |
85,0 |
0,87 |
5,0 |
0,6 |
ЭДС250-130 |
250 |
2300 |
85,0 |
85,0 |
0,87 |
5,0 |
0,8 |
ЭДС360-130 |
360 |
2300 |
122,5 |
85,0 |
0,87 |
5,0 |
1,0 |
Двигатели асинхронные погружные серии ПЭД диаметром корпуса 96 мм ТУ 3381-018-00220440-94 |
|||||||
ЭД16-96 В5 |
16 |
500 |
29,2 |
79,0 |
0,80 |
6,0 |
0,06 |
ЭД22-96 В5 |
22 |
700 |
28,7 |
79,0 |
0,80 |
6,0 |
0,06 |
ЭД32-96 В5 |
32 |
1000 |
29,2 |
79,0 |
0,80 |
6,0 |
0,06 |
ЭДС45-96 В5 |
45 |
1400 |
28,7 |
79,0 |
0,80 |
6,0 |
0,09 |
ЭДС63-96 В5 |
63 |
2000 |
29,2 |
79,0 |
0,80 |
6,0 |
0,12 |
В последние годы все более широкое применение находят в нефтяной промышленности теплостойкие двигатели, предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 120 и даже до 150 °С.
Если невозможно выполнить двигатель необходимой мощности в одном корпусе, двигатель может быть составлен из двух секций, подобно тому, как составляются секционные насосы.
В шифре электродвигателей, например, ПЭДС-90-117В5 приняты следующие обозначения: ПЭД — погружной электродвигатель, С — секционный, 90 — номинальная мощность (кВт), 117 — внешний диаметр двигателя (в мм), В5 — исполнение двигателя, соответствующее климатическим условиям применения (В — для всех макроклиматических районов на суше и на море) и категории размещения (5 — при повышенной влажности).
Для увеличения работоспособности погружного электродвигателя большое значение имеет надежная работа его гидрозащиты, предохраняющей электродвигатель от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Пластовая жидкость, попадая в электродвигатель, снижает изоляционные свойства масла, проникает через изоляцию обмоточных проводов и приводит к короткому замыканию обмотки. Кроме того, ухудшается смазка подшипников вала двигателя.
В настоящее время на промыслах Российской Федерации широко распространена гидрозащита типа Г.
Гидрозащита типа Г состоит из двух основных сборочных единиц: протектора, который устанавливается между насосом и двигателем, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя [3].
Протектор гидрозащиты типа Г (рис. 1.101) состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и основания, последовательно соединенные между собой резьбой.
Рис. 1.101. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г:
1 — головка, 2 — ниппель верхний, 3 — подшипник, 4 — торцовое уплотнение; 5 — ниппель; 6 — корпус верхний, 7 — диафрагма верхняя, 8 — ниппель нижний, 9 — диафрагма нижняя, 10 — подпятник верхний, 11 — пята, 12 — подпятник нижний, 13 — основание; 14 — клапан обратный, 15 — корпус нижний
На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. Осевые нагрузки через пяту воспринимаются верхним и нижним подпятниками. На обоих концах вала — шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцовых уплотнения, зафиксированные пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диафрагмы — верхняя и нижняя, концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы сообщается при соединении протектора с двигателем с его внутренней полостью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью верхней диафрагмы, а полость верхней диафрагмы продольными каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор заполняют маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.
Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.
При работе электродвигателя в процессе его включений и выключений масло, его заполняющее, периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагмы компенсатора.
В процессе работы происходит утечка масла через торцовые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора складывается, а диафрагмы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, тем самым выравнивая давления.
Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.
Компенсатор (рис. 1.102) расположен в нижней части двигателя и предназначен для выравнивания давления в двигателе и пополнения его маслом.
Рис. 1.102. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г:
1 — поршень автоматического клапана: 2 — диафрагма
Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому крепится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затрубным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Пробка, расположенная на наружной поверхности компенсатора, предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутренне отверстие под заглушку — для выхода воздуха при заполнении его маслом, а также для сообщения полости двигателя и компенсатора. После заполнения маслом компенсатора заглушка должна быть закрыта, а после монтажа установки и спуска ее в скважину заглушка автоматически открывается, при погружении компенсатора под уровень пластовой жидкости на 15 — 30 м.
В шифре гидрозащиты, например, 1Г51 приняты следующие обозначения: 1 — модификация, Г — тип защиты, 5 — условный размер обсадной колонны, 1 — номер разработки.
Кроме гидрозащиты типа Г, на нефтяных промыслах России нашла широкое применение гидрозащиты типа П.
Основные составные части протектора типа П (рис. 1.103): вал, торцовые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидравлически между собой последовательно с помощью отверстий, выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотнении. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом.
Рис. 1.103. Конструкция протектора П:
1 — головка верхняя; 2 — трубка; 3, 4, 7, 8 — пробка; 5 — корпус; 6 — диафрагма; 9 — диафрагма; 10 — подпятник; 11 — пята; 12 — торцевое уплотнение; 13 — вал; 14 — подшипник; 15 — трубка; 16 — трубка; 17 — корпус; 18 — нижняя головка
Торцовые уплотнения с двумя диафрагмами, закрепленными на цилиндрах, образуют верхнюю камеру над торцовым уплотнением, в районе верхней диафрагмы — среднюю камеру, в районе нижней диафрагмы — нижнюю камеру. Трубки между полостями камер расположены таким образом, что при движении сверху жидкость должна проходить по лабиринту и в двух местах этот путь механически разделяется двумя диафрагмами.
Полости, образованные диафрагмами, снабжены клапанами, через которые сбрасывается масло при избыточном давлении.
Заполнение полости протектора производится снизу. Диэлектрическое масло проходит по валу к трубке, через отверстия в трубе заполняет нижнюю полость, воздух и избыток масла через отверстия в трубе поступает в зону нижнего торцового уплотнения, заполняет его полость и под избыточным давлением через клапан выходит в следующую полость. Воздух выходит в отверстие ниппеля под пробку между нижней и средней камерами, а масло стекает на дно полости, заполняет ее до появления в отверстие под пробку и после ее закрытия пробкой продолжает поступать в полость верхней диафрагмы. Далее заполняют полости в средней и верхней камеры, при этом для удаления воздуха используются пробки в верхней головке.
Полости внутри диафрагмы защищены от проникновения пластовой жидкости по валу торцевым уплотнением. Нижний конец диафрагмы протектора закреплен герметично, верхний имеет упругое крепление при помощи браслетных пружин, что позволяет осуществлять регулирование давления при температурных расширениях масла [3].
Для устранения перепада давления в верхней камере имеется трубка, через которую поступает пластовая жидкость в наружную полость, расположенную над диафрагмой средней камеры.
При работе двигателя масло расширяется, при этом растягивает резиновую диафрагму и прижимает ее к внутренней поверхности корпуса протектора. Лишний объем масла будет выдавлен через верхний конец диафрагмы, который имеет упругое крепление.
При остановке и охлаждении двигателя объем масла будет уменьшаться и резиновая диафрагма, воспринимая давление окружающей среды, будет втягиваться внутрь и пополнять маслом полость двигателя.
При последующем включении двигателя процесс изменения объема масла повторится, то есть при любых изменениях объема и давления масла диафрагмы будут «дышать» и отлеживать объем находящегося масла в двигателе и уравновешивать давление в его полости с давлением окружающей среды.
Основным узлом протекторов являются торцевые уплотнения, предназначенные для герметизации вращающихся валов диаметром 25 мм и 35 мм. Торцовые уплотнения производятся по техническим условиям:
ТУ 3639-003-00217573-93. Торцовые уплотнения;
ТУ 3632-14-00217573-97. Уплотнения УТ1Р.025;
ТУ УЗ.10-00216852-013-97. Уплотнения торцовые релитовые серии 2Р;
ТУ 3639-006-46874052-01. Уплотнения торцовые для гидрозащит погружных электродвигателей.
Уплотнения (рис. 1.104 и 1.105) состоят из двух колен (вращающегося и невращающегося), поджатых друг к другу пружиной. На вращающемся кольце установлен сильфон, обжимаемый каркасом, другой конец сильфона через обойму с корпусом поджимается к валу. На неврашающемся кольце установлена манжета или резиновое уплотнительное кольцо.
Рис. 1.104. Торцовое уплотнение 1В:
1 — тарелка; 2 — корпус с поводком; 3 — пружина; 4 — кольцо нажимное; 5 — кольцо вращающееся; 6 — кольцо неподвижное; 7 — манжета
Рис. 1.105. Торцовое уплотнение 2Р:
1 — сильфон; 2 — кольцо запорное; 3 — обойма; 4 — кольцо; 5 — кольцо вращающееся; 6 — каркас; 7 — пружина, 8 — кольцо
Конструкция уплотнения обеспечивает постоянный натяг на вторичном уплотнении (сильфоне), что повышает надежность крепления уплотнения на валу и гарантирует герметичность вторичного уплотнения.
Благодаря высокой износостойкости пары трения можно неоднократно притирать.
