УЭЦН Установки погружных центробежных насосов (УЭЦНА)
УЭЦН – это установки погружных центробежных насосов (УЭЦНА) для добычи нефти, в общем случае состоящие из:
• погружного центробежного насоса (в т.ч. обратного и спускного клапанов, секций насоса, модуля входного или нижней секции в зависимости от заказа);
• шламоуловителя (при заказе оговаривается отдельно);
• газосепаратора (при заказе оговаривается отдельно, при комплектовании установки газосепаратором с приемной сеткой модуль входной не поставляется);
• фильтра щелевого – модуля входного (при заказе оговаривается отдельно, при комплектовании установки ЖНША модуль входной не поставляется);
• гидрозащиты;
• погружного электродвигателя;
• кабельной линии;
• наземного электрооборудования (станция управления, трансформатор и др.);
• системы телеметрии;
• инструмента, принадлежностей, комплектов для монтажа;
• запасных частей (при заказе оговаривается отдельно).
Установки разработаны на самом современном уровне ведущими институтами России и стран СНГ. Конструкция установок базируется на технологии мирового уровня
и при ее изготовлении используются материалы, разработанные специально для погружного оборудования и применяемые в оборонной и космической технике. Установки позволяют откачивать пластовую жидкость
с производительностью от 10 до 1375 м3/сут. с глубины до 3600 м зависимости от комплектации установки. Установки поставляются в любой комплектации, что позволяет потребителю иметь оборудование, подходящее к любой скважине.
Пластовая жидкость – смесь нефти, попутной воды и попутного газа – должна иметь следующие характеристики:
• максимальное содержание попутной воды, % – 99
• водородный показатель попутной воды, рН – 5,0-8,5
• максимальная плотность жидкости, кг/м3 – 1400
• максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой
• обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД, мм2/с – 1
• максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов, г/л (%): обычного исполнения – 0,1 (0,01)
коррозионностойкого исполнения – 0,2 (0,02)
износостойкого, коррозионноизносостойкого исполнения – 0,5 (0,05) повышенной коррозионноизносостойкости – 1,0 (0,10)
при комплектации насосов фильтром тонкой очистки – 3,0 (0,30)
• микротвердость частиц по Моосу для насосов, баллов
обычного, коррозионностойкого исполнения – 5
повышенной коррозионноизносостойкости, износостойкого, коррозионноизносостойкого исполнения – 7
• максимальное содержание свободного газа на приеме насоса -25% по объему, с применением газосепаратора в составе установки -55%, с применением газосепаратора-диспергатора -65%, с применением модуля входного диспергирующего в составе установки -30%;
• максимальная концентрация сероводорода для насосов, г/л (%):
обычного, износостойкого исполнения – 0,01 (0,001) коррозионностойкого, коррозионноизносостойкого
исполнения, повышенной коррозионноизносостойкости – 1,25 (0,125)
• максимальная температура откачиваемой жидкости, оС – 150
• максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки, МПа – 40;
• количество агрессивных компонентов, не более: СО2 – 0,15 г/л, НСО3 – 1 г/л, Cl- – 20 г/л, Ca2+ – 2 г/л (при применении насосов повышенной коррозионноизносостойкости, коррозионноизносостойкого, коррозионностойкого исполнения).
Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:
• максимальный темп набора кривизны ствола скважины – 2° на 10 м
