Меню Рубрики

Установки с погружными бесштанговыми насосами

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ

Недостаточно высокая подача штанговых глубинных насосов, необходимость установки громоздкого оборудования (механизмов с движущимися частями, металлоемких станков-качалок и массив­ных фундаментов), опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин, сравнительно небольшой межремонтный период и другие Причины ограничивают область применения штанговых глубинных насосов. В связи с этим в практике применяют бесштанговые на­сосы, из которых наиболее широко распространены центробежные электронасосы. Отличительной чертой таких насосных установок является перенос двигателя непосредственно к месту установки на­соса и устранение штанг.

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 144) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 6, арматуры устья 7, станции управления 10 и автотрансформатора 9.

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2 (или протектора с компенса­тором). Все эти узлы соединены между собой посредством флан­цев. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шли­цы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колон­ной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры 7, автотрансформатора 9 и станции управления 10. Автотрансфор­матор предназначен для компенсации падения напряжения в ка­беле 6 подводящем ток к погружному электродвигателю 1 и на­виваемом с установленного на поверхности барабана 8. Для защи­ты от пыли и снега трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запус­кать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважину в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Рис. 144. Установка погружного центробежного электронасоса

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и станцию управ­ления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигателю 1, в результа­те чего начинает вращаться вал двигателя и насоса.

Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр ус­тановленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным тру­пам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанав­ливают сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Установки центробежных электронасосов обозначаются шифром УЭЦН, а установки с повышенной износостойкостью насоса – УЭЦНИ.

ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

Погружной центробежный электронасос 4 (см. рис. 144) по принципу действия не отличается от обычных цент­робежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор рабочих колес (ступеней) и направля­ющих аппаратов, расположенных на общем с электродвигателем валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки. Число рабочих колес изменяется в широком диапазоне. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные электро­насосы имеют от 80 до 330 ступеней.

В нижней части насоса 4 имеется приемный фильтр, через ко­торый жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. По окружности основания насоса закреплена сетка, не допускаю­щая попадания в полость насоса крупных механических частиц. В верхний конец корпуса насоса ввинчивается ниппельная гайка, стягивающая в осевом направлении нижнюю опору насоса, на­правляющие аппараты и верхний подшипник.

В основании насоса установлена нижняя опора, воспринимаю­щая осевые усилия, действующие на вал от развиваемого насосом давления и веса самого вала, а также радиальные нагрузки, действующие на вал.

Обратный клапан предназначен для удержания откачи­ваемой жидкости в подъемных трубах при остановках насоса. Бла­годаря этому клапану насос запускают в режиме, близком к ре­жиму работы насоса при закрытой задвижке, что уменьшает пус­ковую мощность. Кроме того, при кратковременных остановках исключается возможность запуска насоса при обратном вращении вала (что может произойти при вращении ротора жидкостью, сли­вающейся из труб).

Сливной клапан (рис. 145), устанавливаемый над обрат­ным клапаном в колонне подъемных труб, предназначен для спус­ка жидкости из труб перед подъемом их из скважины.

При необходимости подъема насосного агрегата в трубы сбра­сывают металлический стержень, который, ударяя по удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте надреза. В результате открывается отверстие для слива жидкости из колон­ны насосных труб. Это облегчает труд работающих, так как развинчивание и подъем труб производятся без разлива жидкости. Сломанный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.

На рис. 146 показана схема одной ступени насоса. Рабочие ко­леса 1 (ротор насоса) опираются на торцовые выступы направляющих аппаратов 3, являющихся статором. Текстолитовые кольца 4 предназначены для герметизации пространства между рабочими полостями насоса. Посредством шпонки колеса укрепляются на валу 2, а направляющие аппараты—в корпусе насоса. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовляют из чугуна.

1 — корпус; 2 — штуцер; 3 — прокладка

Рис. 146. Схема одной ступени насоса

Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасы­вающие отверстия к центральной части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение.

Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток частицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к пери­ферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией—энергией движения. Для преобразования этой энергии в потенциальную—энергию давле­ния—служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диаметр и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5—5,5 м водяного столба. Поэтому для обеспечения напора в 800—1000 м в корпусе насоса монтируют по 150— 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходимо иметь больший напор, применяют двух- и трехсекционные насосы.

Часть погружных центробежных электронасосов выпускается в износоустойчивом исполнении; они предназначены для эксплуата­ции скважин, в продукции которых содержатся механические час­тицы (песок) —от 0,1 до 5 г на 1 л.

Отличительные конструктивные особенности таких насосов:

1) чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из смо­лы П-68;

2) текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в на­правляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;

3) для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставят­ся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, кото­рые препятствуют изгибу вала при его вращении.

По диаметрам и поперечным габаритным размерам погружные электронасосы условно разделяют на группы 5, 5А и 6.

К группе 5 относятся насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм. Эти насосы предназначены для эксплуатации скважин с обсадными колоннами диаметром 140 мм при минимальном внут­реннем диаметре 121,7 мм. Подача насосов составляет 40— 200 м 3 /сут при напоре от 1400 до 600 м.

К группе 5А относятся насосы с наружным диаметром 103 мм. Такие насосы можно спускать в скважины со 146-мм обсадными колоннами, имеющими внутренний диаметр не менее 130 мм. Подача насосов составляет 160—500 м 3 /сут при напоре от 1100 до 600 м.

К группе 6 относятся насосы с наружным диаметром 114 или 123 мм. Насосы с меньшим диаметром можно спускать в 168-мм обсадные колонны при минимальном внутреннем их диаметре 144,3 мм, а более мощные насосы диаметром 123 мм с электродви­гателями мощностью 125 кВт—в колонные внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Подача составляет 100—700 м 3 /сут при напоре 1500—400 м.

Для диаметров корпусов насосов 92, 103, 114 и 123 мм макси­мальные габариты погружного агрегата с учетом диаметра кабеля соответственно равны 114, 124, 137 и 142,5 мм.

Промышленностью освоено свыше 40 типоразмеров погружных электронасосов в обычном и износостойком исполнениях.

Каждый тип погружного электронасоса имеет свой шифр, из которого можно узнать его диаметр, подачу, напор и вид исполне­ния—обычный или износоустойчивый.

Например, шифр насоса ЭЦН6-100-1500 означает: электриче­ский центробежный насос, группы 6 (диаметр колонны 168 мм), подача 100 м 3 /сут, номинальный на­пор насоса 1500 м.

Рис. 147. Рабочая характери­стика насоса ЭЦН5-40-1400

Насос ЭЦНИ5-130-1200:. насос в износостойком исполнении, группы 5 (условный диаметр колонны 140 мм), подача 130 м 3 /сут, напор 1200 м.

Рабочие характеристики погруж­ных электронасосов имеют конфигу­рацию, подобную изображенной на рис. 147.

Как видно из рис. 147, рабочая область для насоса позволяет осуще­ствлять работу при различных соот­ношениях напора и подачи. Напри­мер, с увеличением напора подача на­соса снижается, а при снижении — увеличивается; к.п.д. насоса в обоих случаях несколько снижает­ся. Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный к.п.д.

При выборе насоса заданная подача и необходимый напор дол­жны соответствовать его паспортным данным.

Если характеристика насоса не соответствует характеристике скважины, необходимо либо увеличивать противодавление на выкиде насоса, либо уменьшать развиваемый им напор. Чтобы увели­чить противодавление на выкиде насоса, прикрывают задвижку на устье скважины или устанавливают штуцер в выкидном трубо­проводе.

Для уменьшения мощности, потребляемой насосом, выгоднее снижать развиваемый насосом напор за счет уменьшения числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанав­ливают вставки. Число ступеней, которое необходимо снять с насо­са, определяют по формуле

(213)

где zсн—число снимаемых ступеней; zпполное число ступеней насоса; Hпол—полезный напор, необходимый для подъема задан­ного количества жидкости из скважины; Hп—напор, соответствую­щий данной подаче по характеристике насоса.

При выборе способа эксплуатации для конкретной скважины необходимо учитывать, что применять погружные электронасосы не рекомендуется в скважинах:

а) в продукции которых содержится значительное количество песка (при массовой доле более 1%), вызывающего быстрый из­нос рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего про­изводительность насоса. Объемная доля свободного газа у приема насоса не должна превышать 25% от доли перекачиваемой жид­кости. Повышение содержания свободного газа приводит к сниже­нию напора, подачи и к.п.д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.

Погружной электродвигатель. Приводом погружных центробежных насосов служат вертикальные асинхронные маслозаполненные погружные электродвигатели трехфазного перемен­ного тока (ПЭД), предназначенные для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости от 50 до 90 °С.

При частоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала равна 3000 об/мин. Двигатели, так же как и насосы, имеют не­большие диаметры, различные для скважин с обсадными колон­нами диаметрами 140, 146 и 168 мм.Они изготовляются диамет­рами 103, 117 и 123 мм. Диаметр двигателя мощностью 125 кВт равен 138 мм.

Поскольку поперечные размеры погружных электродвигателей небольшие, то с целью обеспечения необходимой мощности их вы­полняют значительной длины —от 4,2 до 8 м.

Во избежание проникновения в полость электродвигателя жид­кости, заполняющей скважину, его делают герметичным и запол­няют маловязким трансформаторным маслом.

Читайте также:  Установки электродеионизации воды edi

Погружные электродвигатели выпускаются мощностью от 14 до 125 кВт. Так же как и насосам, каждому типу погружного элект­родвигателя присвоен свой шифр. Например, шифр ПЭД 35—123 В5 означает—погружной электродвигатель мощностью 35 кВт, диаметром 123 мм. Знак В5 означает общеклиматическое испол­нение.

Гидрозащита—один из важнейших узлов погружного аг­регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что внутри дви­гателя и в основании насоса при любой глубине погружения агре­гата под уровень жидкости в скважине создается давление, превышающее давление окружающей среды. Гидрозащита ком­пенсирует также утечки масла, температурные изменения объема масла в системе, а также обеспечивает подачу масла к подшипни­кам двигателя и насоса.

В нефтяной промышленности известны несколько типов гидро­защиты погружных электродвигателей.

1. К (К-103 и К-123)—с погружным компенсатором и масля­ным затвором. Попаданию пластовой жидкости в двигатель препятствует наличие в нем избыточного давления (0,4—2 кгс/см 2 ) и камеры отстойника. Избыточное давление создается пружинкой, поджимающей поршень. Шифр К-103 означает: К—компенсатор для двигателей диаметром 103 мм.

2. ГД (ГД-51). Здесь поршень и пружина исключены, а избы­точное давление создается рабочим колесом (турбинкой) в процес­се работы агрегата. Шифр ГД-51 означает: Г—гидрозащита с избыточным давлением (Д) для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 121,7 мм (5), первая модификация (1).

3. Г (1 ГД-51). Здесь не предусмотрено избыточное давление в двигателе и отсутствует перепад давления у торцовых уплотнений, что уменьшает утечки масла через них. Шифр 1ГД-51 означает: гирозащита с быстросъемным соединением без избыточного дав­ления (1Г) для скважин с внутренним диаметром обсадной колон­ны не менее 121,7 мм (5), первая модификация (1).

Для ознакомления с принципом действия гидрозащиты погруж­ных электродвигателей рассмотрим гидрозащиту типа ГД (рис. 148). Здесь предусмотрено два узла: протектор, защищаю­щий полость двигателя от попадания пластовой жидкости, и ком­пенсатор, компенсирующий утечки через торцовое уплотнение жид­кого масла и температурные изменения объема масла в системе двигатель — гидрозащита.

Применяют этот тип гидрозащиты в установках с насосами имеющими в основании радиально-упорный подшипник и набив­ное уплотнение.

Проектор гидрозащиты ГД устанавливают между насосом и двигателем. Вал его соединяется с валами насоса и двигателя шлицевыми муфтами. Компенсатор (рис. 149) присоединяют к нижней части двигателя при помощи переводника.

Рис. 148. Гидрозащита типа ГД:

1—вал насоса; 2—сальниковая набивка; 3—упорный подшипник вала насоса; 4— торцовое уплотнение вала протектора; 5—вал протектора; 6—диафрагма; 7— обратный клапан; 8—двигатель; 9—ком­пенсатор; 10—эластичная диафрагма ком­пенсатора; 11—рабочее колесо; 12 — трубка

1 — упаковочная крышка; 2 — головка; 3 — перепускной клапан; 4 — отверстие для заполнения компенсатора маслом; 5— корпус; 6—диафрагма; 7 — отверстие соединяющее компенсатор с наружной сре­дой

Длина протектора 1,2—1,3м, длина компенсатора—около 1,0 м.

Из схемы, изображенной на рис. 148, видно, что протектор сос­тоит из трех камер А, Б и В.

Камеры А и Б заполняются густым маслом, а камера В и весь электродвигатель—трансформаторным маслом. Протектор имеет эластичную диафрагму 6 над двигателем 8. В камере А размещено торцовое уплотнение 4, в камере Б имеется обратный клапан 7, препятствующий истечению масла, но при снижении давления до­пускающий проникновение в нее пластовой жидкости. В полости В на валу протектора расположено специальное рабочее колесо 11 центробежного насоса для создания в полости избыточного давле­ния при работе агрегата. Под двигателем находится эластичная диафрагма 10 компенсатора 9.

При работе погружного агрегата рабочее колесо создает дав­ление в полости В, и оно передается диафрагмой 6 полости Б и далее в полость А. По мере утечки густого масла диафрагма рас­ширяется, вытесняя масло из полости 5. Когда оно будет вытес­нено, в этой полости снизится давление и в нее начнет поступать пластовая жидкость. Чтобы верхняя диафрагма не изолировала полость около клапана от других полостей протектора, в корпусе имеется трубка 12. Часть пластовой жидкости может поступить в полость А и через сальник. Но в обоих случаях какое-то время подшипники насоса еще смогут работать.

Полость двигателя остается герметично закрытой и после того, как израсходуется густое масло.

Нижняя диафрагма 10 компенсирует изменение объема масла и двигателя при его нагреве и охлаждении и компенсирует переход части трансформаторного масла из полости двигателя в полость В через рабочее колесо 11.

Компенсатор гидрозащиты (см. рис. 149) состоит из камеры, образованной эластичным элементом (резиновой диафрагмой 6) и заполненной жидким маслом. Диафрагма помещена в стальном корпусе 5, защищающем ее от повреждения. Диафрагма заправля­ется маслом через клапан 4.

Полость за резиновой диафрагмой соединена со скважиной от­верстием 7.

Кабель. Электроэнергия с поверхности к погружному элек­тродвигателю подается по специальному бронированному кабелю с резиновой или полиэтиленовой изоляцией.

Кабель спускают в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами и прикрепляют его к ним металлическими поясами. Сече­ние кабеля круглое, а на участке насоса и протектора (длиной 10—15 м) —плоское. Плоский кабель соединен с круглым методом горячей вулканизации. Нижний конец плоского кабеля снабжен муфтой кабельного ввода, при помощи которой кабель присоеди­няется к выводным концам обмотки двигателя.

Рис. 150. Круглый кабель КРБК:

1 — медная жила; 2 — резиновая изоляция; 3 — наиритовая защит­ная оболочка; 4—двухслойная оплетка из лакоткани; 5—хлопча­тобумажная пряжа, пропитанная противогнилостным составом; 6 — профилированная стальная оцинкованная лента

Кабель КРБК—(рис. 150, а) резиновый, бронированный, круг­лый, состоит из трех жил. Каждая жила скручена из медных про­волок и обжата диэлектрической резиной. Три изолированные жи­лы заключены в общий найритовый нефтестойкий шланг. На шланг накладываются маслостойкая лакоткань и оплетка из хлопчатобу­мажной пряжи или лавсана, пропитанная противогнилостным со­ставом—свинцовым суриком (рис. 150,б). На оплетку наложена стальная оцинкованная гибкая ленточная броня. Сечение круглого кабеля выбирается в зависимости от мощности погружного элект­родвигателя.

Кабель КРБП—трехжильный плоский. Каждая жила состоит из одной медной проволоки, изолированной диэлектрической рези­ной, покрытой найритовой нефтестойкой оболочкой, а сверху на­несен слой стеклоткани. Уложенные параллельно в одной плоско­сти изолированные жилы обматываются двумя слоями лакоткани, затем оплеткой из хлопчатобумажной пряжи или лавсана, пропи­танной нефтестойким противогнилостным составом. Поверх оплет­ки накладывается броня из холоднокатаной отожженной медной ленты.

Круглый КПБК и плоский КПБП кабели отличаются от опи­санных изоляционными материалами. У них токопроводящие жилы покрыты полиэтиленом высокого и низкого давлений. На полиэти­лен наложена прорезиненная ткань, покрытая стекло- или лако-тканью.

Кабели с резиновой изоляцией имеют номинальное напряже­ние 1100 В и предназначены для работы при температуре окружа­ющей среды от +90 до —30 °С и давлении до 10 МПа. Номинальное напряжение кабелей с полиэтиленовой изоляцией 2200 В, до­пустимая температура окружающей среды от +90 до —65 °С, дав­ление до 20 МПа.

Сечение токоподводящих жил кабеля выбирают в зависимости от мощности погружного двигателя и глубины его спуска следую­щих размеров: 10, 16, 25 и 35 мм. Наружный диаметр круглого кабеля—от 27 до 35 мм. Высота плоского кабеля—12,2—14,9мм.

НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ ЭЦН

Оборудование устья. Для эксплуатации скважин погружными электронасосами разработано устьевое оборудование ОУЭН (рис. 151). В крестовине 1, соединенной с обсадной колонной, раз­мещены разъемный корпус 2 и резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода кабеля 4 и труб. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Крестовина имеет отверстие (на схеме не показано) для возможности спуска в скважину различных глу­бинных приборов. Затрубное пространство скважины соединено с выкидной линией через колено 6 и обратный клапан 7.

Рис. 151. Оборудование устья скважины

Автотрансформаторы и трансформаторы. Для уменьшения потерь в кабеле, улучшения условий запуска и техни­ческих характеристик погружных электродвигателей последние вы­полняются на рабочее напряжение, значительно превышающее на­пряжение силовой сети (380 В).

В то же время иметь одинаковое напряжение для всех типо­размеров погружных электродвигателей нецелесообразно, так как это ухудшит их характеристики и усложнит производство. Поэтому каждый типоразмер погружного электродвигателя имеет свое номинальное напряжение. Это привело к необходимости применения специальных автотрансформаторов или трансформаторов, повы­шающих напряжение.

Кроме того, в кабеле от трансформатора до электродвигателя имеются потери напряжения, которые при определенных силе тока и сечении кабеля будут зависеть от длины кабеля. Поскольку под­веска электронасоса в скважине, а следовательно, и длина кабеля колеблются в больших пределах, соответственно будут колебать­ся и потери напряжения. Поэтому автотрансформаторы или тран­сформаторы должны обеспечивать регулировку напряжения с высокой стороны в определенных пределах.

Автотрансформаторы изготовляют в сухом исполнении и уста­навливают на салазках, предназначенных для их транспортиро­вания на небольшие расстояния.

В установках погружных электронасосов в основном применял ют автотрансформаторы типа АТСЗ и трансформаторы ТЗСП. Шифр означает: А—автотрансформатор; Т—трехфазный; С—с естественным воздушным охлаждением (сухой); З—в защищенном исполнении; П—для питания погружных электродвигателей.

Например, АТСЗ-100—автотрансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, мощностью 100 кВ*А; ТЗСП-250/6— трансформатор трехфазный, сухой, в защищенном исполнении, для питания погружных электродвигателей, мощностью 250 кВ*А, класс изоляции обмотки высокого напряжения 6 кВ.

Для подключения электронасоса к промысловой сети, его руч­ного и автоматического включения и защиты при коротких замы­каниях, перегрузках по силе тока или срыве подачи служат стан­ции управления.

Промышленностью выпускаются станции управления погружными электродвигателями серии ПГХ-5071 и ПГХ-6072 мощностью от 10 до 100 кВт с номинальным напряжением до 2300 В.

Станции ПГХ-5071 применяют при автотрансформаторном пи­тании погружных электродвигателей, они имеют мгновенную за­щиту от замыкания токоведущих частей «на землю» при помощи трансформаторов нулевой последовательности.

Станции ПГХ-5072 применяют при трансформаторном питании, они имеют непрерывный контроль сопротивления изоляции систе­мы «вторичная обмотка трансформатора—кабель—статорная об­мотка погружного электродвигателя» с автоматическим отключе­нием установки при падении сопротивления изоляции до 30 кОм.

В остальном схемы станции управления ПГХ-5071 и ПГХ-5072 аналогичны. Станции типа ПГХ-5071 и ПГХ-5072 обеспечивают: ручное включение и отключение установки; автоматическое вклю­чение установки в режиме самозапуска после восстановления на­пряжения питания, автоматическую работу в режиме программно­го управления по заранее заданной программе, состоящей из времени работы и времени простоя установки, суммарная продол­жительность которых до 24 ч; автоматическое включение и отклю­чение установки, подключенной к автоматизированной груп­повой системе сбора нефти и попутного газа, в зависимости от давления в коллекторе; управление установкой с диспетчерского пункта.

Станции управления мгновенно отключают установку при ко­ротких замыканиях и значительных перегрузках по силе тока, пре­вышающих на 40% силу рабочего тока установки; отключают с выдержкой времени до 20 с при перегрузках погружного электро­двигателя по силе тока, превышающих на 20% силу рабочего тока и с такой же выдержкой времени при срыве подачи.

Дверь шкафа станции управления имеет механическую блоки­ровку с блоком рубильник—предохранитель, трансформаторы то­ка защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения.

Ручка станции управления снабжена замком с ключом.

Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в южных районах под навесом.

Кабельный барабан предназначен для транспортирова­ния кабеля от завода до потребителя, а также для спуска кабеля в скважину и подъема его из нее.

Читайте также:  Установка mac с загрузочного диска

Сейчас широко распространены механизированные кабельные барабаны со специальным устройством для правильной укладки кабеля при его наматывании на цилиндр.

Для перевозки кабельного барабана с навитым на него кабе­лем, а также насоса, двигателя, протектора и другого оборудова­ния УЭЦН служит транспортировочный агрегат АТЭ-6. Агрегат монтируется на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, снабжен гидравли­ческим краном для погрузки и разгрузки оборудования. Оборудо­вание размещают на платформе агрегата по всей длине и уклады­вают на специальных прокладках.

Кабельный барабан погружают на платформу агрегата путем накатывания его по двум откидным погрузочным рампам при по­мощи лебедки, установленной за гидрокраном.

При отсутствии специальных машин оборудование УЭЦН пере­возят на бортовых автомашинах с длинным кузовом, при этом на­сос и двигатель транспортируют в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки специально изготовленные сани. Ка­бель перевозится намотанным на барабан. Станции управления необходимо перевозить с соблюдением правил транспортирования контрольно-измерительной и релейной аппаратуры.

ПОРЯДОК ВЫБОРА УСТАНОВОК ЭЦН ПО УСЛОВИЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ

При выборе типоразмера установки погружного электронасоса известными величинами являются: заданный объемный дебит скважины по жидкости; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в ней нефти, воды и газа, по плотности и вязкости этих составляющих; содержание в отбираемой жидкости механи­ческих примесей (песка); глубина залегания пласта; температура пластовой жидкости; пластовое давление; коэффициент продуктив­ности; внутренний диаметр обсадной колонны; буферное давление.

Для выбора насоса при заданном отборе жидкости прежде все­го необходимо знать давление, которое он должен создавать.

Требуемое давление (напор) насоса увеличивается с увеличе­нием глубины, с которой необходимо поднимать жидкость, с уве­личением гидравлических сопротивлений в подъемных трубах и противодавления на устье скважины и уменьшается за счет рабо­ты газа в подъемных трубах.

Давление, создаваемое насосом,

(214)

где H—глубина расположения уровня жидкости в скважине при данном отборе; рпл—плотность пластовой нефти на приеме на­соса; рсгидравлические сопротивления в трубах; Нгвысота подъема жидкости в трубах за счет работы газа; рб—давление на устье скважины.

Плотность пластовой жидкости рпл определяется по известным плотности дегазированной нефти рн, плотности газа рг, газовому фактору Г, объемному коэффициенту нефти В, плотности пласто­вой воды рв и объемной обводненности в долях единицы b:

(215)

Высоту Hг в формуле (214) приближенно определяют из вы­ражения

(216)

Здесь d—внутренний диаметр подъемных труб; рб—буферное, давление; рнас—давление насыщения; остальные обозначения прежние.

Для выбора типа электронасоса необходимо знать его парамет­ры в условиях отбора им воды, поскольку заводские характеристики приведены именно на такие условия. Поэтому следует учиты­вать вязкость жидкости и газосодержание в ней, снижающие по­казатели установок.

Пересчет параметров характеристики насоса с работы его на вязкой жидкости на работу при отборе воды выполняется с по­мощью пересчетных коэффициентов, определяемых по специальным номограммам, имеющимся в инструкциях по эксплуатации погружных электронасосов.

По полученным значениям подачи и напора насоса в условиях перекачки им воды находят необходимый типоразмер насоса.

При этом, зная внутренний диаметр обсадной колонны, опреде­ляют допустимый габарит погружного агрегата. Зазор по диамет­ру между обсадной колонной и погружным агрегатом должен быть не менее 6 мм.

Диаметр агрегата (рис. 162) определяется из выражения

(217)

где Dдв—наружный диаметр электродвигателя; Dнас—наружный диаметр насоса; hкаб—высота плоского кабеля; S—толщина хо­мута, крепящего кабель, или хомута и кожуха, защищающего ка­бель (все размеры в мм);ΔS—увеличение габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (примерно рав­но 0,5—1,5 мм).

По диаметру погружного агрегата, заданному отбору жидкости, давлению, которое должен создавать насос, выбирают 2—3 типо­размера установок. Установки подбирают так, чтобы заданные отбор и напор насоса находились в области рабочей его характе­ристики.

Рис. 152. Разрез погружного электронасоса

Напор насоса может быть снижен за счет уменьшения числа ступеней. Рекомендуется снимать не более 20% ступеней. В некоторых случаях допустимо увеличивать буферное давление на устье

скважины за счет установ­ки штуцера. Установку шту­цера применяют только в тех случаях, когда необхо­димо, не поднимая погружной агрегат, изменять ре­жим его работы. Такая не­обходимость возникает при быстром износе насоса и уменьшении его подачи. При этом уменьшают сопротивление штуцера (заменяют штуцером с большим диа­метром) и таким образом поддерживают требуемую подачу насоса.

Глубину подвески насоса определяют в основном в зависимо­сти от двух факторов: 1) снижения характеристики работы систе­мы погружной агрегат—подъемные трубы вследствие попадания свободного газа на прием насоса (чем меньше погружение/под уровень Жидкости, тем больше газа по объему входит в насос и тем хуже его характеристика); 2) уменьшения затрат на оборудо­вание и подземный ремонт при уменьшении погружения (меньше длина труб и кабеля и с меньшей глубины поднимается погружной агрегат при ремонте).

Мощность электродвигателя определяют с учетом к.п.д. насоса:

(218)

где N-мощность двигателя, кВт; Q—подача насоса, м 3 /с; Н— напор, развиваемый насосом, м; ;ρ—плотность жидкости, т/м 3 ; g— ускорение победного падения (в расчетах принимается равным 10 м/с 2 ), ηн— к.п.д. насоса, равный 0,34—0,58.

При измерении подачи насоса (в т/сут) формула принимает

(219)

По параметрам двигателя (рабочему и пусковому току, напря­жению и мощности) подбирают кабель. Кабель должен иметь возможно меньший диаметр, но при этом в нем не должно терять­ся более 5-6% мощности, а при запуске двигателя снижение напряжения не должно проводить к невозможности запуска двига­теля. Закончив выбор элементов установки, спускаемых в скважи­ну, определяю необходимые типоразмеры автотрансформатора и станции управления.

Для облегчения выбора подземного и наземного оборудования УЭЦН разработаны специальные номограммы, а также инструкции, которые имеются в каждом нефтедобывающем предприятии.

СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЦН ДЛЯ БЕСТРУБНОИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Применение погружных электронасосов, спускаемых в скважи­ну на насосно-компрессорных трубах, требует больших затрат вре­мени на выполнение спуско-подъемных операций, свинчивание и развинчивание резьбовых соединений труб. Вместе с этим дальней­шая интенсификация добычи нефти и совершенствование методов разработки нефтяных месторождений с использованием методов искусственного воздействия на пласт вызывают необходимость зна­чительного повышения напора и подачи насосов в пределах при­меняемых диаметров обсадных колонн.

В последнее время разработан беструбный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск электронасоса в скважи­ну на кабель-канате. Это значительно упрощает и ускоряет про­цесс спуско-подъемных операций, так как они становятся непре­рывными, а трудоемкие операции по соединению насосно-компрес­сорных труб и креплению к ним кабеля отпадают. При этом мето­де подъем жидкости из скважины осуществляется непосредственно по обсадной колонне.

Для разделения пространства нагнетания в скважине от поло­сти всасывания насоса применяют специальные пакеры-разобщители. При беструбной эксплуатации можно применять погружной электронасосный агрегат с верхним расположением электродвига­теля, что позволяет увеличивать габариты агрегата. По этой схеме (рис. 153) погружной агрегат 1, спущенный в скважину на кабель-канате, опирается на пакер 6, который заранее устанавлива­ют в обсадной колонне скважины в определенном месте. Резино­вое уплотнение насоса (у верхней часта пакера) разобщает верх­нюю часть колонны от приема насоса. Насос отбирает жидкость из-под пакера и нагнетает ее в обсадную Колонну. Жидкость омы­вает и охлаждает двигатель. Спуск и установка, а также демонтаж пакера обычно осуществляется при помощи насосно-компрессорных труб.

Рис. 153. Установка погружного элек­тронасоса для беструбной эксплуата­ции:

1 — погружной агрегат; 2 — головка крепления кабель-каната; 3 — устье скважины; 4 — лебедка; 5 — обсадная колонна; 6 — пакер

Пакер или разобщитель—это устройство, служащее для гер­метичного разделения нижней части внутренней полости труб (об­садных, насосно-компрессорных) от верхней. В данном случае па­кер отделяет фильтровую зону колонны обсадных труб от ее верх­ней части. Для спуска погружного агрегата в скважину применя­ют специальную лебедку, смонтированную на автомашине. После спуска и установки агрегата кабель заклинивается и уплотняется в головке на устье скважины.

Беструбная эксплуатация нефтяных скважин погружными электронасосами способствует расширению области применения и повышению эффективности электронасосов благодаря полному использованию поперечного габарита скважин, снижению гидравлических потерь напора, возможности эксплуатации наклонных скважин и скважин небольшого диаметра (с обсадными колон­нами диаметром 141, 127, 114 мм).

Верхнее расположение электродвигателя при беструбной схеме эксплуатации скважин позволяет применять максимально большие диаметры электродвигателя и насоса, а следовательно, резко по­вышать подачу и напор насоса, а также к.п.д. электродвигателя и насоса и при тех же мощностях уменьшать длину погружного агрегата. Так, для оборудования скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм наружный диаметр насоса может быть принят равным 123 мм вместо 103 мм в серийно изготовляемых для, этих скважин насосах, что дает увеличение подачи на 70—80% и напора на 40—50%.

В обычных условиях эксплуатации серийных насосов потери напора в трубах достигают при больших подачах 15—40% от на­пора, развиваемого насосом. При подъеме же жидкости непосредственно по обсадной колонне потери напора становятся незначи­тельными. Таким образом, беструбная электронасосная установка дозволяет не только резко увеличить отбор жидкости из скважин, но одновременно существенно увеличить эффективность их рабо­ты. Например, для скважин с обсадными колоннами диаметром 146 мм максимально эффективная подача насосов, спущенных на насосно-компрессорных трубах, составляет 350—400 м 3 /сут, в то время как по беструбной схеме для этих скважин могут быть соз­даны установки с подачей до 1000 м 3 /сут. Расчеты показывают, что в целом беструбные насосы позволяют увеличить добывные возможности установок в 1,5—2,0 раза и повысить эффективность установок на 20—30%.

АВТОМАТИЗАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭДН

Скважина, эксплуатируемая с помощью погружного электро­насоса (рис. 154), оснащается станцией управления, электроконтактным манометром, отсекающим клапаном, применение которого обязательно только на фонтанирующих или могущих фонтаниро­вать скважинах.

При помощи станций управления выполняют следующие опера­ции.

1. Автоматический запуск двигателя непосредственно на сква­жине при перерывах в снабжении электроэнергией.

2. Автоматическое отключение электродвигателя при коротких замыканиях и значительных перегрузках.

Рис. 154. Автоматизированная система управления скважи­ной, оборудованной погружным электронасосом:

1 — погружной электронасос; 2 — электроконтактный манометр; 3 — отсекающий клапан; 4 — станция управления

3. Защита от перегрузок тока (Iср=1,2 Iном) с выдержкой вре­мени 2 мин.

4. Автоматическое отключение ЭЦН при снижении тока нагруз­ки ниже 0,85 рабочего (срыв подачи).

5. Защита установки от замыканий «на землю» токоведущих частей (при автотрансформаторной схеме питания).

6. Непрерывный контроль изоляции (для установок с повышаю­щим трансформатором) с отключением двигателя при снижении сопротивления систем кабель—погружной электродвигатель ниже 30кОм.

7. Программное и ручное управление УЭЦН. На автоматизированных скважинах с электропогружными на­сосами дополнительно выполняются следующие операции.

1. Автоматическое отключение насоса при блокировке сква­жины на сборной установке и повышении давления в выкидном коллекторе по команде электроконтактного манометра.

2. Автоматическое управление насосом после устранения при­чины аварии на сборной установке и снижения давления в выкид­ном коллекторе до нормального по команде электроконтактного манометра.

Читайте также:  Установка гбо для ниссан джук

МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УЭЦН

Перед монтажом установки погружного электронасоса необ­ходимо тщательно подготовить скважину к ее эксплуатации: очи­стить забой от грязи, песчаной пробки и посторонних предметов; проверить внутренний диаметр обсадной колонны шаблоном, диа­метр которого должен быть на 3 мм больше максимального диа­метра погружного агрегата (длина шаблона 10 м).

Погружное оборудование УЭЦН монтируют на устье скважины и, непосредственно перед его спуском. Монтаж производится при соблюдении максимальной чистоты, с очисткой всех элементов, проверкой вращения валов и свободной посадки шлицевых муфт, закачкой масла в двигатель и опрессовкой его. Все эти работы должны выполняться согласно инструкции по монтажу, имеющей­ся в каждом НГДУ.

Монтаж заканчиваемся установкой оборудования устья сква­жины, которое обеспечивает подключение трубопровода для отбо­ра газа из межтрубного (кольцевого) пространства; установкой на нагнетательном трубопроводе манометра, задвижки и крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях).

При эксплуатации погружных электронасосов периодически замеряют подачу насоса, напряжение и силу тока; данные этих замеров регистрируются в журнале.

Подбором ответвлений автотрансформатора или трансформатора устанавливают минимальное значение рабочего тока двигателя.

Не реже одного раза в месяц проверяют надежность крепления кабелей и перемычек ответвлений автотрансформатора или транс­форматора. Станцию управления и автотрансформатор или транс­форматор тщательно обследуют и проверяют раз в год. При этом выполняют работы, рекомендуемые инструкцией по эксплуатации установок.

Погружной агрегат поднимают при отсутствии или резаком сни­жении подачи насосом жидкости и при снижении сопротивления изоляции кабеля и двигателя до 30 кОм и менее.

Установка погружного винтового электронасоса состоит из аг­регата (двигателя, гидрозащиты, насоса), спускаемого в скважи­ну на насосно-компрессорных трубах; кабеля; оборудования устья скважины; автотрансформатора и станции управления, т. е. все узлы установки, за исключением самого насоса, такие же, как и в установке погружного центробежного электронасоса. Кро­ме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырехполюсные погружные электродвига­тели с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН применяют двухполюсные электро­двигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин. Конструктивно двигатели идентичны.

Погружной винтовой насос (рис. 155) имеет следующие основные узлы и детали: пусковую муфту 1, с помощью которой вал на­соса через вал протектора соединяется с валом погружного элект­родвигателя (ПЭД); эксцентриковые муфты 2 и 5; правые и левые обоймы с винтами 3, 4,6 и 7; предохранительный клапан 8 шла­мовую трубу 9. Его рабочими органами являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую, поверхность с шагом, в два раза большим шага винта.

Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые сетки. Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой 7 проходит к предохранительному клапану 8 и далее в подъемные трубы. Пустое пространство между винтом и обоймой ограничивается контактной уплотняющей линией так, что всасывающая полость отделяется от нагнетательной полости как в неподвижном, статистическом положении, так и в любой момент вращения винта в обойме. Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заклю­ченной в них жидкостью на один шар обоймы в осевом направле­нии в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. Жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.

Рис. 155. Винтовой погружной сдво­енный насос

Рис. 156. Рабочие органы одновинто­вого насоса (обойма и винт):

d—диаметр поперечного сечения винта; е — эксцентриситет винта; Тоб— шаг вин­товой спирали обоймы, равный двум ша­гам 2t винтовой спирали винта

Отличительной особенностью рабочего винта является то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси вращения, пред­ставляет собой правильный круг. Центры этих кругов расположе­ны на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. Расстояние центра поперечного сечения винта от его оси называется эксцентриситетом и обозначается буквой е. Попереч­ные сечения обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг друга. Одно из таких поперечных сечений винта в обойме изображено на рис. 156. Сечение внутрен­ней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с ра­диусами, равными половине диаметра сечения винта, и двумя об­щими карательными. Длина карательных, т. е. расстояние между центрами этих полуокружностей, равна 4е. Благодаря вращению вала насоса винт вращается вокруг своей оси, одновременно ось винта совершает вращение по окружности диаметром с1=2е в об­ратном направлении.

Винтовой насос — насосе объемного действия, и, следовательно, его теоретическая производительность прямо пропорциональна ча­стоте вращения вала.

Так как винт, вращаясь, в осевом направлении не перемещает­ся, то, естественно, жидкость, заполняющая впадины винтовой по­лости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соот­ветствии с шагом винта. Таким образом, за один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т. е. вытеснит из нее две опреде­ленные порции жидкости. Так как осевое перемещение жидкости за один оборот винта равно Т (из рис. 156 шаг обоймы Т=2t), то подача одновинтового насоса

(220)

где 4 еD—площадь поперечного сечения потока жидкости.

Подача насоса за одни сутки составит

(221)

В этих формулах: е—эксцентриситет винта; D—диаметр се­чения винта; Т—шаг обоймы; n—частота вращения вала насоса, об/мин; ηоб—объемный к.п.д. насоса.

Если размеры насоса принять в метрах, подача его будет измеряться в м 3 /сут.

Объемный коэффициент полезного действия насоса принима­ется равным 0,7—0,9. Эта величина зависит от посадки винта в обойме (с натягом или зазором), характеристики резины и разви­ваемого насосом напора.

На наших промыслах погружные винтовые электронасосы при­меняют для скважин со 140- и 146-мм обсадными колоннами с ми­нимальными внутренними диаметрами соответственно 121,7 и 130 мм.

В сдвоенной схеме (см. рис. 155) две центробежные силы от одинаковых мас1с винтив направлены (при сборке насоса) в про­тивоположные стороны и уравновешены, однако остается неурав­новешенным момент от пары этих сил. Вектор момента создает небольшую вибрацию насоса, неопасную для узлов и деталей насоса по прочности, но способствующую хорошему наполнению приемных полостей насоса.

Поскольку по данной схеме рабочие органы насоса соединены между собой на параллельную работу, другим ее достоинством является то, что при тех же диаметральных габаритах насоса мы получаем удвоенную подачу. Для насоса, изображенного на рис. 155, подача за сутки составит

(222)

(223)

В погружных винтовых насосах применяется ряд специфиче­ских узлов и деталей, которые присущи только насосам этого ти­па, а именно: пусковая и эксцентриковая муфты; предохранитель­ный клапан; шламовая труба.

Пусковая муфта соединяет вал протектора и двигателя с ва­лом насоса и с помощью выдвижных кулачков осуществляет пуск насоса при достижении ротором электродвигателя определенной частоты вращения, соответствующей максимальному крутящему моменту. Такая муфта обеспечивает надежный запуск насоса при максимальном крутящем моменте двигателя.

Пусковая муфта выполняет также и другую важную функ­цию—она не позволяет валу насоса вращаться в сторону, про­тивоположную заданной, и тем самым предохраняет насос от развинчивания резьбовых соединений, а резиновые обоймы рабочих органов—от перегрева и разрушений при отсутствии жидкости и из-за сухого трения между винтом и обоймой.

Пусковая муфта также отключает насос от гидрозащиты и двигателя при аварийном выходе из строя одного из рабочих орга­нов и при проседании вала насоса.

Эксцентриковые муфты, установленные между промежуточным валом и винтом и между винтами, обеспечивают за счет подвиж­ных шарниров возможность винтам совершать в обоймах сложное Планетарное движение. В зависимости от передаваемой мощности и частоты вращения применяют разные, но конструктивно анало­гичные эксцентриковые муфты.

Поршеньково-золотниковый предо хранительный клапан ориги­нальной конструкции выполняет при работе и остановках насоса ряд функций, важнейшие из которых следующие: а) пропускает жидкость в колонну насосно-компрессорных труб при спуске на­соса в скважину; б) обеспечивает слив жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при подъеме установки из скважины; в) препятствует при остановках насоса сливу жидкости из колон­ных труб через рабочие органы насоса (вся жидкость сливается через клапан в затрубное пространство, минуя насос); г) перепускает часть жидкости из колонны труб обратно в скважину при недостаточном притоке жидкости из пласта в скважину или при содержании в жидкости большого количества газа; д) предохра­няет насос путем перепуска части жидкости в затрубное прост­ранство (скважину) при повышении в напорных трубопроводах давления сверх допустимого, строго регламентированной величины; е) обеспечивает отбор жидкости из скважин с низким пластовым давлением, не допуская снижения уровня жидкости до приемной сетки, так как при снижении динамического уровня клапан сбро­сив откачиваемую жидкость из насосно-компрессорных труб об­ратно в скважину, что приведет к прекращению или уменьшению подачи, при этом сработает релейная защита и отключит уста­новку.

Если же по каким-либо причинам установка не отключится, то после накопления жидкости в скважине и повышения динамическо­го уровня клапан перекроет перепускные отверстия и сброс жид­кости в скважину прекратится, насос начнет подавать ее на по­верхность до определенного снижения динамического уровня, по­вторится сброс жидкости, описанная выше цикличность будет повторяться до тех пор, пока установку не отключат. Такая вы­нужденная периодическая эксплуатация предохранит обойму вин­тового насоса от сухого трения и предотвратит аварию электро­насоса.

Шламовая труба в данной конструкции предназначена для предохранения насоса от попадания с поверхности механических примесей или окалины с внутренних стенок труб при монтаже установки в скважине, а при остановках насоса—для предохра­нения его от механических примесей, выпадающих в виде осадка из откачиваемой жидкости.

Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положитель­ные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным вы­соким к.п.д. при широком диапазоне изменения давления. Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуа­тировать скважину при различных динамических уровнях. Напри­мер, для насосов с напорами до 1000 м и подачами от 40 до 100 м 3 /сут зона оптимального к.п.д. находится в пределах напоров от 350 до 1000 м. Характерная особенность винтовых насосов— значительное улучшение параметров с увеличением вязкости пе­рекачиваемой жидкости.

Это обстоятельство делает особенно эффективными погружные винтовые насосы для добычи вязкой и высоковязкой нефти.

Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи.

При работе погружного винтового насоса не происходит интен­сивного эмульгирования жидкости. Кроме описанных видов погружных бесштанговых насосов—электрических и винтовых, в ми­ровой и отечественной практике, известны и другие виды—гидро­поршневые, вибрационные, струйные, турбинные, диафрагменные.

Дата добавления: 2019-07-26 ; просмотров: 183 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

источник

Добавить комментарий