Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"

5.4.4. Группы исполнения оборудования в соответствии с техническими требованиями НК

Группа 1 – оборудование в стандартном исполнении, предназначенное для использования в скважинах с незначительным влиянием осложняющих факторов.

Группа 2 – оборудование в коррозионностойком исполнении для использования в скважинах с повышенной коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.

Группа 3 – оборудование в термостойком исполнении для эксплуатации в скважинах с высокой температурой пластовой жидкости.

Группа 4 – оборудование в коррозионно– и термостойком исполнении для эксплуатации в скважинах с высокой температурой и коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.

Группа 5 – оборудование в коррозионностойком исполнении с повышенной термостойкостью для эксплуатации в скважинах с высокой температурой, газовым фактором и коррозионной агрессивностью пластовой жидкости.

Технические требования к оборудованию группы 1

1. Узел пяты протектора должен комплектоваться подпятником с баббитовым слоем или подпятником из других материалов, не уступающих по своим физико-механическим свойствам. Не допускается установка подпятников из материала БГр-4.

2. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 450 до плюс 1500°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования к оборудованию группы 2

1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали должны быть выполнены из нержавеющих сталей или иметь защитные металлические антикоррозионные покрытия наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".

2. Узел пяты протектора должен комплектоваться подпятником с баббитовым слоем или подпятником из других материалов, не уступающих по своим физико-механическим свойствам. Не допускается установка подпятников из материала БГр-4.

3. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 150°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования к оборудованию группы 3

1) Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 150°C.

2) Для производства диафрагмы гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 170°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования к оборудованию группы 4

1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали должны быть выполнены из нержавеющих сталей или иметь защитные металлические антикоррозионные покрытия наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".

2. Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 150°C.

3. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с температурными условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 170°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям с высоким газовым фактором, сероводороду, минеральным и полусинтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования к оборудованию группы 5

1. Наружное покрытие гидрозащиты должно быть стойким к механическим воздействиям. Корпусные детали выполняют из нержавеющих сталей или с металлическими антикоррозионными покрытиями наружной части типа "монель" или "нержавеющая сталь".

2. Все узлы и элементы гидрозащиты должны обеспечивать непрерывную работу двигателя с температурой не менее 2000°C.

3. Гидрозащита должна быть с осевой опорой валов насоса. По заявке НК секции гидрозащиты должны иметь усиленный опорный подшипник для восприятия гидравлической нагрузки от рабочих колес насоса (при работе с насосами компрессионного типа).

4. Для производства диафрагм гидрозащит должны использоваться эластомерные материалы с условиями эксплуатации в диапазоне температур не менее от минус 45°C до плюс 2000°C. Эластомеры должны обеспечивать: максимальную стойкость к пластовым жидкостям с высоким газовым фактором, сероводороду, синтетическим маслам, максимальную стойкость к "кессонному" эффекту.

Справочные характеристики скважинных условий:

Тестирование гидрозащиты

Для проверки работоспособности каждая гидрозащита тестируется на стенде испытаний гидрозащит. При тестировании гидрозащита устанавливается на стенд тестирования вертикально, верхний конец вала протектора стыкуется через переводную муфту с валом привода стенда. Гидрозащита проходит обкатку и тестируется. При тестировании проверяют на герметичность; диапазон срабатывания клапанов (при наличии); сравнивают значение потребляемой мощности с заводскими данными. При отклонении каких-либо параметров от допусков гидрозащита признается не прошедшей испытания. При завершении теста распечатывают протокол тестирования.

Рис. 5.40. Протокол тестирования: график изменения: 1 — температуры; 2 — потребляемой мощности; 3 — давления

5.4.5. Проверка герметичности протектора на примере ПБ 92

Для проверки герметичности необходимо:

– установить на протектор вместо нижней крышки опрессовочную крышку 7 с переходником 2, краном 4 и манометром 3;

– вывернуть пробки 27(7), 27(2), 21(3);

– ввернуть в отверстие под пробку 21(2) переходник 5 с краном 7 и манометром 6;

– установить протектор вертикально: фланцем присоединения к насосу – вверх;

– присоединить к переходнику 2 маслонасос и закачать в протектор масло до его появления через отверстие под пробку 21(1);

– ввернуть пробку 21(1) и продолжать закачку. При открытии перепускных клапанов произойдет резкий сброс давления в протекторе, после чего закрывают кран 4. Давление открытия клапанов должно быть не более 1,4 кгс/см². После перекрытия крана 4 следует выдержать 10 мин, в это время давление в протекторе должно зафиксироваться на величине не менее 0,15 кгс/см². (Данное испытание характеризует герметичность клапанов в обратном направлении);

– продолжать закачку масла в протектор до появления струи масла без пузырьков воздуха через отверстия под пробки 21(2) и 21(3), после чего ввернуть пробку со свинцовой прокладкой в отверстие под пробку 27(5) и перекрыть кран 7;

– поднимать давление в гидрозатворной секции до 0,1 МПа и выдержать 5-10 мин. Отсутствие падения давления свидетельствует о герметичности верхнего торцевого уплотнения. В процессе испытания вал периодически проворачивать;

– сбросить давление в протекторе, не выливая масло из него.

Рис. 5.41. Схема проверки герметичности протектора на примере ПБ 92

Таблица 5.17. Электродвигатель и гидрозащита (ПЭД). Технические требования

Таблица 5.18. Погружной датчик. Технические требования

5.5. ПОГРУЖНЫЕ СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ УЭЦН

5.5.1. Общие сведения

Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной сросткой. Соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Кабель крепится к гидрозащите, модуль-секциям и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.

Кабель-удлинитель, проходящий вдоль насоса, имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем.

5.5.2. Конструкция кабеля

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

– в качестве основного кабеля – круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

– в качестве удлинителя – плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

– муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90°C.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110°C.

Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамиднофторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160°C.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамиднофторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.

Конструкции наиболее распространенных отечественных кабелей КПБК (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный круглый) и КПБП (кабель с полиэтиленовой изоляцией бронированный плоский) представлены на рис. 5.42.

Рис. 5.42. Конструкция кабелей КПБК (а) и КПБП (б): 1 — медная однопроволочная жила; 2 — первый слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 3 — второй слой изоляции из полиэтилена высокой плотности; 4 — подушка из прорезиненной ткани или равноценных заменяющих материалов (например, из композиции полиэтиленов высокой и низкой плотности); 5 – броня из стальной оцинкованной ленты 5-образного профиля (для КПБК) или ступенчатого профиля (для КПБП)

Существуют также специальные теплостойкие кабели с изоляцией из полиамидно-фторопластовой пленки и фторсополимера, со свинцовыми оболочками поверх изоляции жил и др.

Кабельная линия УЭЦН – элемент установки, предназначенный для передачи электрической энергии погружному электродвигателю.

Кабельная линия состоит из основной длины, удлинителя, кабельной муфты, предназначенной для соединения с узлом токоввода электродвигателя.

5.5.3. Группы исполнения, обозначения, типы моделей кабелей принятые на разных заводах-изготовителях, группы исполнения

Конструкция кабелей (производство ООО «Подольсккабель»)

1. КПБП-90 КПБК-90 (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения):

Рис. 5.43. КПБК-90 (а) КПБП-90 (б) (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – полиэтилен; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента

2. КПсПБП-120, КПсПБК-120 (КПсПБкП-120, КПсПБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения):

Рис. 5.43. КПБК-90 (а) КПБП-90 (б) (КПБкП-90, КПБкП-90 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – полиэтилен; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента

3. КПсПпБП-120, КПсПпБК-120 (КПсПпБкП-120, КПсПпБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения):

Рис. 5.45. КПсПпБП-120 (а) КПсПпБК-120 (б) (КПсПпБкП-120, КПсПпБкК-120 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – радиационно-модифицированная композиция; 3 — изоляция – сополимер пропилена; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента

4. КПсПБП-130, КПсПБК-130 (КПсПБкП-130, КПсПБкК-130 – кабели коррозионностойкого исполнения):

Рис. 5.46. КПсПБП-130 (а) КПсПБК-130 (б) (КПсПБкП-130, КПсПБкК-130 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – радиационно-модифицированная композиция; 3 — изоляция – полиэтилен; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента

5. КПсТБП-150, КПсТБК-150 (КПсТБкП-150, КПсТБкК-150 – кабели коррозионностойкого исполнения):

Рис. 5.47. КПсТБП-150 (а) КПсТБК-150 (б) (КПсТБкП-150, КПсТБкК-150 – кабели коррозионностойкого исполнения): 1 — токопроводящая жила – медь; 2 — изоляция – сшитый полиолефин; 3 — изоляция – термопластичный эластомер; 4 — защитная подушка – нетканый материал; 5 – броня – стальная оцинкованная лента

Конструкция кабелей (производство ЗАО «Кавказкабель»)

Рис. 5.48. Кабель в полиэтиленовой изоляции (КПБП-90): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – полиэтиленовая изоляция; 3 – второй слой – полиэтиленовая изоляция; 4 — защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 5 – профилированная стальная оцинкованная лента

Рис. 5.49. Кабель с изоляцией из блоксополимера (КПпБП-120): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – изоляция из композиции блок-сополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 3 — второй слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 4 – защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 5 – профилированная стальная оцинкованная лента

Рис. 5.50. Кабель с изоляцией из блоксополимера, бандаж на жилах из ПЭТ-Ф пленки (КПппБП-130): 1 — медная токопроводящая жила; 2 — первый слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 3 — второй слой – изоляция из композиции блоксополимера пропилена с этиленом, устойчивая к воздействию повышенной температуры и ионов меди; 4 — бандаж – ПЭТ-Ф пленка, наложенная обмоткой; 5 – защитная подушка – иглопробивное нетканое полотно; 6 — профилированная стальная оцинкованная лента

Конструкция кабелей (производство ОАО «Алмаз»)

Рис. 5.51. КПБП-90, КПБК-90: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — второй слой полиэтилена; 4 — первый слой полиэтилена; 5 – медная жила

Рис. 5.52. КПпБП-120: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — блоксополимер полипропилена с этиленом; 4 — полиэтилен; 5 – медная жила

Рис. 5.53. КИПиБП-125: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — блоксополимер полипропилена с этиленом; 4 — полиимидно-фторопластовая пленка; 5 – медная жила

Рис. 5.54. КИФБП-230: 1 — бронелента; 2 – подушка из нетканого материала; 3 — экструдированный фторопласт 4МБ; 4 — полиимидно-фторопластовая пленка; 5 – медная жила

Рис. 5.55. Кабельная продукция КЕСБП-230 (производство ОАО «Курганкабель»)

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 1 (стандартное исполнение)

Изоляция кабеля должна быть двуслойной с использованием полиэтилена высокой плотности либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броня кабеля должна быть изготовлена из стальной оцинкованной ленты.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна составлять не менее 120°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты изготовляют с нанесением защитного антикоррозионного покрытия.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 2 (коррозионностойкого исполнения)

Изоляцию кабеля изготавливают двуслойной с использованием полиэтилена высокой плотности либо других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броня кабеля должна быть изготовлена из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 120°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 3 (теплостойкого исполнения)

Изоляцию кабеля выполняют для первого слоя из сшитого (радиационно-модифицированного) полиэтилена высокой плотности, для второго слоя – из сополимеров пропилена (блоксополимеров пропилена) или из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. На корпус муфты наносят защитное антикоррозионное покрытие.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы ЗА

Изоляцию кабеля выполняют из фторопласта и/или фторсополимеров либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. На корпус муфты наносят защитное антикоррозионное покрытие.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 4 (коррозионно– и теплостойкого исполнения)

Изоляцию кабеля выполняют для первого слоя из сшитого (радиационно-модифицированного) полиэтилена высокой плотности, для второго слоя – из сополимеров пропилена (блоксополимеров пропилена) или из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броню кабеля изготовляют из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойкого материала.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 4А

Изоляцию кабеля выполняют из фторопласта и/или фторсополимеров либо из других материалов, не уступающих по своим физико-химическим, электроизоляционным и эксплуатационным свойствам.

Броню кабеля выполняют из коррозионностойких сталей, стойких к воздействиям агрессивной среды.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.

Справочные характеристики скважинных условий:

Технические требования, предъявляемые к кабельной продукции группы 5

Кабель должен быть рассчитан на работу в диапазоне температур от минус 40 до 200°C (кабели со свинцовой оболочкой жил).

Броню кабеля изготовляют из стальной оцинкованной ленты.

Рабочая температура удлинителя кабельной линии должна быть не менее 200°C. Муфта удлинителя – сборной конструкции. Корпус муфты выполняют из коррозионностойких материалов.

Справочные характеристики скважинных условий:

5.5 4. Испытания кабельного оборудования

Электротехнические параметры:

– электрическое сопротивление жилы по постоянному току (целостность жилы);

– электрическое сопротивление изоляции жил кабеля при температуре 20°C не менее 1200 МОм/км;

– выдержка в ванне с водой не менее 1 ч;

– испытание напряжением постоянного тока 12 кВ в течение 5 мин;

– допустимый ток утечки – 10 мкА/км при температуре 20°C.

Таблица 5.19. Технические требования к погружному кабелю

Таблица 5.20. Технические требования к протектолайзеру

^{*Протектолайзер предназначен для защиты капиллярного трубопровода и кабельного удлинителя от повреждения на участке ЭЦН-ПЭД.}

Таблица 5.21. Технические требования к протектору защиты кабеля

5.6. Станции управления

5.6.1. Назначение станций управления

Станции управления предназначены:

1) для включения и отключения УЭЦН в ручном, автоматическом и дистанционном режимах работы в процессе эксплуатации;

2) для контроля текущих значений:

а) питающих напряжений трех фаз, В;

б) токов трех фаз ПЭД, А;

в) дисбаланса напряжений и токов, %;

г) сопротивления изоляции, кОм, в диапазоне от 0 кОм до 10 МОм;

д) коэффициента мощности (cos j);

е) загрузки ПЭД, в%, от номинального активного тока;

ж) частоты вращения ПЭД, Гц, с указанием направления его вращения;

з) порядка чередования фаз напряжения питающей сети и токов ПЭД (АВС или СВА);

и) активной мощности, потребляемой ПЭД;

к) текущего значения активной электроэнергии, потребляемой ПЭД, кВт · ч;

3) контроля при использовании ТМС:

а) давления на приеме ЭЦН, в технических атмосферах;

б) температуры ПЭД,°C;

в) температуры на приеме ЭЦН,°C;

г) вибрации (ускорения) по осям X и Y;

4) записи в энергонезависимую память не менее 64 последних изменений в состоянии насосной установки (НУ) с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;

5) быстрой записи текущих параметров при превышении уставок защит или медленной записи через выбранный временной интервал в нормальном режиме;

6) контроля параметров и защиты УЭЦН с погружным электродвигателем типа ПЭД мощностью от 14 до 360 кВт:

а) отключение и запрещение включения ПЭД:

– при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений и при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения питающей сети;

– при снижении сопротивления изоляции силовой цепи ниже заданного значения;

– при открывании двери станции;

б) отключение ПЭД:

– при превышении выбранной уставки дисбаланса токов ПЭД;

– при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке);

– при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по обратнозависимой ампер-секундной характеристике;

– при перегрузке с АПВ, если перегрузка произошла при отклонении питающего напряжения сети от рабочей зоны;

– по сигналу контактного манометра в зависимости от давления в трубопроводе;

– при давлении на приеме насоса выше или ниже заданного значения (при подключении ТМС);

– при температуре НУ выше заданного значения (при подключении ТМС);

– при вибрации (ускорении) НУ выше заданного уровня (при подключении ТМС);

– по сигналу устройства депарафинизации скважин;

в) автоматическое увеличение быстродействия защиты от перегрузки при отключении защиты от снижения сопротивления изоляции;

г) запрещение включения ПЭД:

– при турбинном вращении с выбором допустимой частоты вращения;

– при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;

д) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения (отключения) защит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;

е) отключение станции при неисправности силового контактора.