Погружные электродвигатели

Двигатели погружные асинхронные предназначены для продолжительной работы от сети переменного тока частотой 50 Гц в качестве привода погружных центробежных насосов для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Напряжение питания промысловой сети, подводимое к скважине, в зависимости от наземного электрооборудования может составлять 380 В, 6000 В и 10000 В. Питание электродвигателя в зависимости от типоразмера ПЭД осуществляется напряжением от 380 — 2300 В.

Электродвигатель (Рисунок 4) состоит из статора 1, ротора 3, головки 5, основания 10 и узла токоотвода 9.

Рисунок 3. Конструкция односекционного электродвигателя

1 — статор; 2 — обмотка статора; 3 — ротор; 4 — втулка подшипника; 5 — головка; 6 — пята; 7 — подпятник; 8 — клапан обратный; 9 — колодка; 10 — основание; 11 — фильтр; 12 — клапан перепускной; 13 — клапан обратный; 14 — крышка кабельного ввода; 15 — крышка верхняя; 16 — муфта шлицевая; 17 — крышка нижняя

Статор 1 представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали. В пазы статора уложена трёхфазная протяженная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.

Внутри статора размещается ротор 3, представляющий собой набор пакетов, разделенных

между собой промежуточными подшипниками, последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам медными кольцами.

В головке электродвигателя размещён узел упорного подшипника 6, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора. В нижней части электродвигателя расположено основание 10, в котором размещён фильтр 11 для очистки масла.

Секционные двигатели (рисунок 4) состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине.

Рисунок 4. Конструкция секционного электродвигателя

а — верхняя секция 1 — провод выводной с наконечником; 2 — шариковый перепускной клапан

б —нижняя секция 1 — стопор; 2 — пружина; 3 — колодка межсекционная; 4 — провод выводной с гильзой

Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединение секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. При стыковке секций обеспечивается герметичное соединение.

При подаче напряжения по кабелю вал двигателя приводится во вращение и через шлицевую муфту вращает вал насоса.

Гидрозащита

Гидрозащита предназначена для защиты погружных маслонаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечек масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.

Гидрозащита типа Г состоит из двух сборочных единиц: протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя.

Протектор гидрозащиты типа Г (рисунок 5) состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, верхнего и нижнего корпусов и основания, соединенных между собой резьбами. .

Рисунок 5. Конструкция протектора гидрозащиты типа Г

1 — головка; 2 — ниппель верхний; 3 — подшипник; 4 — торцевое 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 имеются шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцевых уплотнения, зафиксированных пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диафрагмы — верхняя и нижняя, — концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы при соединении протектора с двигателем сообщается с его внутренней полостью. Задиафрагменная полостьнижней 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 и в процессе его включений и выключений заполняющее его масло периодически нагревается и охлаждается, соответственно изменяясь в объеме. Изменение объёма масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагмы компенсатора.

В процессе работы происходит утечка масла через торцевые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора (рисунок 6) 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, выравнивая тем самым давления.

Рисунок 6. Конструкция компенсатора гидрозащиты типа Г

1 — поршень автоматического клапана; 2 — диафрагма

Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.

Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока к погружному электродвигателю установки.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Устройства управления обеспечивают питание, управление работой погружной насосной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.

Изготавливаются различные типы устройств управления УЭЦН. Выбор устройства управления определяется системой энергоснабжения скважины, мощностью управляемого электродвигателя, климатическим исполнением и количеством управляемых насосных установок.

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.

Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-769 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.

В ОАО «Татнефть» для обвязки устья скважин применяются арматура Юго-Камского машиностроительного завода типа АФК1Э-6514, ОУЭН-6514, а в последнее время в основном типа АУЭ‑140‑50, производства ООО «Татнефть-РБО».

Техническая характеристика устьевой арматуры АУЭ‑140‑50

Рабочее давление, МПа (кг/см²) 14 (140)

Условный проход, мм 50

Габаритные размеры, мм

длина 1125

ширина 950

высота 1380

Масса, кг 280

Арматура устьевая АУЭ‑140‑50 (рисунок 7) содержит корпус; трубодержатель; узел уплотнения кабеля; тройник; клиновую задвижку; угловые вентиля; запорный орган на выходе затрубного пространства; обратный клапан и присоединительный ниппель.

Корпус арматуры 1 служит для соединения арматуры с муфтой обсадной колонны скважин, имеет боковой отвод 9 для отбора газа из затрубного пространства и патрубок 8, предназначенный для исследования и промывки скважины. Патрубок оканчивается запорным органом 7 с заглушкой.

К корпусу арматуры крепится трубодержатель 2, к которому подвешивается колонна компрессорных труб и присоединяется тройник 4. На трубодержателе приварен узел уплотнения кабеля 3, предназначенный для герметизации силового кабеля.

В месте уплотнения кабель разделывается, освобождается от оплетки и каждая жила герметизируется отдельно. Уплотнение кабеля осуществляется при помощи резиновой втулки.

К тройнику 4 крепится клиновая задвижка.

На газоотводной линии установлен шариковый обратный клапан 10, предназначенный для автоматического стравливания давления газа из затрубного пространства. Обратный клапан имеет резьбовой шток 11, который служит для отжатия шарика обратного клапана во время промывки скважин через патрубок 8.

Рисунок 7. Арматура устьевая АУЭ‑140‑50. 1 — корпус; 2 — трубодержатель; 3 — узел уплотнения кабеля; 4 — тройник; 5 — задвижка клиновая; 6 — вентиль угловой; 7 — запорный орган; 8 — патрубок; 9 — боковой отвод; 10 — обратный клапан; 11 — резьбовой шток; 12 — присоединительный ниппель