Погружные центробежные электронасосы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

погружный центробежный электронасос

Погружные центробежные электронасосы предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонно-направленных, жидкость, воду, нефть, механические и химические примеси, и наиболее целесообразно при эксплуатации нефтяных скважин с большим дебитом.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно-компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Рас положение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

Обслуживание скважинных центробежных насосов облегчается за счет того, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор. Монтаж оборудования также упрощается, так как для относительно легких станций управления и трансформатора не требуется фундамент [5].

Межремонтный период работы у скважинных центробежных насосов при средних и больших отборах больше, чем у штанговых.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъ ема жидкости с содержанием в ней воды не более 99 %, меха нических примесей (по массе) не более 0,01 %, с температурой не более 90 °С. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05 %. Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

1.Анализ существующих конструкций

Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) представляет собой нефтяную скважину, рисунок 1.1, в которую на колонне насосно-компрессорных труб 4 (НКТ) под уровень жидкости спущен погружной насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса 2 и погружного электродвигателя 1[2]. Электроэнергия к погружному электродвигателю 1 подается по бронированному кабелю 3, закрепленному снаружи колонной НКТ специальными хомутами. На поверхности земли кабель соединен с автотрансформатором 8 и станцией управления 7.

Подъем продукции скважины осуществляется внутри колонны НКТ 4 в результате работы погружного центробежного электронасоса, который приводится в действие погружным электродвигателем. Подвеска НКТ в скважине осуществляется на устьевом оборудовании 6, которое имеет специальную конструкцию уплотнения, обеспечивающего герметизацию кабеля в месте его входа в скважину.

Электроэнергия по кабелю подается с поверхности в погружной электродвигатель, где преобразуется в механическую энергию вращения вала двигателя. Вал двигателя приводит в действие вал погружного насоса, соединенного в единую сборочную конструкцию с погружным электродвигателем. В результате чего насос отбирает жидкость из скважины и под давлением нагнетает ее внутри колонны НКТ и далее через устьевое оборудование подает в наземный трубопровод.



Рисунок 1.1 - Установка погружного центробежного электронасоса типа УЭЦН:

1 - электродвигатель с гидрозащитой; 2 - насос; 3 - кабельная линия; 4 - колонна насосно-компрессорных труб; 5 - крепежный пояс; 6 - оборудование устья скважины; 7 - станция управления; 8 - трансформатор

1.1 Отечественные ЭЦН

Отечественной промышленностью предусмотрен выпуск насосных установок обычного (УЭЦН) и модульного (УЭЦНМ) исполнения.

Погружной центробежный насос (ЭЦН) для добычи нефти представляет собой высоконапорный многоступенчатый насос вертикального исполнения, предназначенный для работы с погружением его под уровень добываемой жидкости в скважине. Выпускаемые для нефтяной отрасли насосы содержат от 130 до 415 ступеней, размещаемых внутри корпусов секций, соединяемых между собой посредством фланцевых соединений. Выпускаются насосы в двух-, трех- и четырех секционном исполнении. Секции подразделяются на «нижнюю», «верхнюю» секции и конструктивно являются не взаимозаменяемыми.

Длина секции до 8300 мм. Наружный диаметр корпуса у всех собранных секций одинаковый и зависит от поперечного сечения скважины. В соответствии с этим образованы условные группы 5, 5А, 6. В группу 5-92 мм, группу 5А - 103 мм, группу 6-114 мм. Для каждой группы насосов разработаны типоразмеры насосов, таблица 1.2. Верхняя секция насоса имеет ловильную головку для соединения на резьбе с колонной подъемных насосно-компрессорных труб, и нижний фланец для соединения с верхней секцией, а в нижней приемной устройство (основание), защищенной сеткой для отбора добываемой жидкости.

Таблица 1.2 - Номинальная подача насосов российского производства

группа	Номинальная подача м3/сут
4	50,80,125
5	20,30,50,80,125,200
5А	160,250,400,500
6	250,320,500,800,1000,1250

Секция насоса, рисунок 1.2, состоит из цилиндрического корпуса 8, внутри которого установлены ступени насоса, представляющие собой собранные на валу 9 рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6, закрепленные неподвижно в корпусе 8. Сверху корпуса установлен ниппель, а снизу в корпус на резьбе навинчено основание насоса 13 и приемными отверстиями и фильтрующей сеткой 14, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.



Рисунок 1.2 - Насос типа ЭЦН:

1 - верхняя секция с ловильной головкой; 2 - нижняя секция; 3 - шлицевая муфта; 4 - опорная пята; 5 - корпус подшипника; 6 - направляющий аппарат; 7 - рабочее колесо; 8 - корпус; 9 - вал; 10 - шпонка; 11 - подшипник скольжения; 12 - защитная втулка; 13 - основание; 14 - сетка (фильтр); 15 - приводная муфта

Верхний конец вала 9 установлен в радиально-упорном подшипнике скольжения 5, получившим название «пята» или «гидродинамическая пята», обеспечивающая восприятие осевой нагрузки, действующей на валу. Нижний конец вала 9 размещен на радиальном подшипнике скольжения 11, установленном в основании 13.

Рабочие колеса 7 устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке 10 по ходовой посадке и могут свободно перемещаться вдоль вала в пределах своего направляющего аппарата. В дисках рабочих колес с двух сторон по торцам запрессованы кольца (из текстолита и резины), которые с цилиндрическими буртиками направляющих аппаратов образуют осевые подшипники в каждой ступени. Таким образом, обеспечивается разгрузка вала насоса от осевых усилий, возникающих на рабочих колесах, с передачей его на корпус насоса. Кроме того, между рабочими колесами устанавливаются на валу латунные втулки, которые, вращаясь в ступицах направляющих аппаратов, исполняют роль радиальных подшипников вала насоса.

Погружной центробежный модульный насос (ЭЦНМ) разработан и создан для замены насоса типа ЭЦН, для улучшения его ремонтопригодности и более широкого использования принципа взаимозаменяемости узлов и агрегатов погружных насосов. Погружной центробежный модульный насос - высоконапорный многоступенчатый вертикального исполнения, секционный. Соединение секций насоса между собой, а также к электродвигателю и гидрозащите - фланцевое. Уплотнение соединений осуществляют резиновыми кольцами. Длины секций от 3000 до 5500 мм.

Насосы в зависимости от поперечного габарита подразделяются на группы; 4, 5, 5А, 6. Группа насоса условно определяет минимальный внутренний диаметр эксплутационной колонны скважины. Диаметры корпусов насосов: в группе 4-86 мм, в группе 5-92 мм, в группе 5А - 103 мм и в группе 6 - 114 мм.

Технические характеристики насосов обычного, коррозионно-стойкого, теплостойкого и коррозионно-теплостойкого исполнений одинаковы.

Конструктивно насос состоит, рисунок 1.3, из входного модуля, модулей-секций, модуля-головки.



Рисунок 1.3 - Насос типа ЭЦНМ:

1 - модуль-головка; 2 - модуль секция; 3 - модуль входной

Входной модуль, представляет собой основание с отверстиями для прохода пластовой жидкости внутрь насоса, защищенной сеткой и двух фланцевых соединений по торцам. Внутри основания на втулках подшипника размещается вал с защитными втулкам, шлицевой муфтой для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом соединяется с модулем секцией, а нижним концом к гидрозащите электродвигателя.

Модуль секция, состоит из корпуса, вала, пакета ступеней, верхней осевой опоры, верхнего радиального подшипника, нижнего подшипника. На верхнюю часть корпуса навинчена головка с фланцевым соединением в верхней части. В нижнюю часть корпуса ввинчено основание с фланцевым соединением в нижней части и двумя ребрами для прокладки, крепления и защиты плоского кабеля от механических повреждений. Вал с двух концов имеет шлицы для соединений посредством шлицевых муфт к валу входного модуля и валов других модулей-секций. Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м), унифицированы по длине.

Основным рабочим органом, обеспечивающим передачу энергии от вала насоса потоку перекачиваемой жидкости, является ступень центробежного насоса

В отечественных конструкциях погружных насосов промышленное применене получили ступени с рабочими колесами плавающего типа, то есть рабочие колеса могут свободно перемещаться вдоль вала насоса в пределах осевой высоты направляющего аппарата, и воспринимающие крутящий момент от вала насоса при помощи шпонки. Такое решение предназначено для снятия осевых усилий, возникающих на рабочем колесе одностороннего входа, с вала насоса и передачей его на корпус соответствующего направляющего аппарата и далее на корпус насоса. Конструктивно такое решение осуществляется установкой на переднем и заднем дисках рабочего колеса методом запрессовки «текстолитовых» или «резиновых» опорных шайб (колец), а в направляющем аппарате, в месте контакта с этими шайбами, изготовлены цилиндрические выступы (буртики), которые образуют в каждой ступени насоса осевой подшипник скольжения, воспринимающий осевое усилие, возникающее на рабочем колесе.

1.2 Зарубежные ЭЦН

Производителями погружных насосов для добычи нефти за рубежом являются в США фирмы REDA, Centrilift, ESP и ODI, в Kmat Temtex, в Словакии предприятие - ZTS.

Погружные насосы выпускаются для широкого диапазона скважин по диаметру обсадных колонн (от 4 ¹/₂ до 13 дюймов) с подачей oт 13 до 12700 м³/сут и напором 4400 м водяного столба при частоте тока 60 Гц.

На нефтяных месторождениях России для скважин с обсадной колонной от 4 ¹/₂ до 6 ⁵/₈ дюйма нашли применение насосы производительности от 13 до 1590 м³/сут и напором от 500 до 2000 м водяного столба.

Предприятия Словакии и Китая организовали производство погружных насосов для добычи нефти на основе лицензированной документации фирмы REDA. Этим объясняется сходство конструкций насосами REDA.

Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти зарубежных фирм внешне мало чем отличаются от насосов отечественного производства и в тоже время имеют существенные конструктивные отличия.

Насосы фирмы REDA отличаются от насосов отечествен других фирм конструктивным исполнением агрегатов узлов и деталей техническими параметрами технологическими требованиями к изготовлению и качеству сборки.

Прежде всего следует отметить что насосы имеют левое направке вращения вала (если смотреть на торец насоса сверху), а кроме пайки стыков резьбовых соединений корпуса используются приварные пластины для предотвращения самоотвинчивания резьб.

Фирма выпускает большое количество типоразмеров насосов. Типоразмер насоса определяется серией типом. Для условий месторождений нефти России востребованными являются серии 338, 400, 513 и модификации что обеспечивает эксплуатацию отечественных скважин групп 5, 5А, 6.

Насосы фирмы REDA рассчитаны на работу при содержании газа на приеме до 40%. Содержание механических примесей в жидкости допускается до 0,5 г/л, а сероводорода до 3,5%.

Насосы выпускаются для работы в следующих условиях: малоагрессивная, неабразивная продукция; агрессивная, неабразивная продукция; малоагрессивная, абразивная продукция; агрессивная, абразивная продукция; высокотемпературная (до 288 °С) продукция. Исполнения насосов отличаются: конструкцией и используемыми материалами ступеней и их элементов; конструкцией и материалами осевых и радиальных опор валов насоса; материалом валов; материалом корпусных деталей.

Для скважин, в продукции которых поступает песок, поставляются износостойкие насосы (тип ES). Для особо абразивных условий - повышенной износостойкости (тип ARZ).

Наружный диаметр насосов, используемых в России, составляет серия 338 (85,9 мм), 400 (101,6 мм), 513 (130,3 мм), 540 (137,2 м). Добывные возможности по подаче от 13 до 1590 м³/сут.

Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти фирмы Centrilift отличаются от насосов отечественного производства и других американских фирм следующими признаками.

1. Ловильная головка погружного агрегата имеет смещение от носительно оси насоса. Считается, что такое решение обеспечивает больше места для электрокабеля.

2. Соединение статорных обмоток двух секций электродвигателя осуществляется не внутри электродвигателя, а посредством перемычки, размещенной снаружи корпусов, состоящей из плоского кабеля и двух штепсельных головок. Такое решение более удобно при сборке, но снижает надежность установки из-за возможных повреждений перемычки при спуско-подъемных операциях.

3. В секции насоса отсутствует осевой подшипник. Валы стыкуются в торец, образуя длинный вал с осевой опорой, размещенной в протекторе гидрозащиты электродвигателя.

Насосы фирмы Centrilift выпускаются с наружным диаметром от 85,9 мм (серия 338) до 222,3 мм (серия 1025). Для условий месторождений России востребованными являются типоразмеры: серия 338 (85,9 мм) серия 400 (101,6 мм), серия 513 (130,3 мм). Параметрический ряд насосов фирмы Centrilift в 4 раза меньше, чем у фирмы REDA.

Практически все насосы имеют монотонно падающую форму напорной характеристики. Добывные возможности по подаче от 24 до 1418 м³/сут.

Фирма ODI выпускает насосы двух диаметральных размеров: для скважин с обсадными колоннами 5,5" (139,7 мм) и 7"(177,8 мм) с соответствующими наружными диаметрами корпуса насоса 101,6 мм и 136,6 мм.

Отличительными особенностями насосов являются:

1. Валы всех секций не имеют своей осевой опоры и, упираясь друг в друга, образуют один длинный вал, опирающийся своей нижней частью в пяту, расположенную в протекторе;

2. Валы соединяются друг с другом с помощью эвольвентного зацепления;

3. Нижняя секция насоса имеет встроенную в конструкцию проемную сетку, в результате чего нижняя секция, не взаимозаменяемая с верхней и средней секциями;

4. В насосах для продукции скважин с повышенным содержанием песка - Superiov Service Pump (SSP) каждая секция насоса имеет свою осевую и радиальную опоры, размещенные между пакетами ступени.

Погружные насосы фирмы ODI выпускаются двух серий 55 и 70 имеющих соответственно наружный диаметр корпуса насоса 101,6 и 136,6 мм. Добывные возможности насосов серии 55 по номинальной подаче находятся в пределах от 42 до 543 м³/сут, для серии 70 - от 199 до 1524 м³/сут.

Насосы обычного исполнения рассчитаны на содержание механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса 35%.

Для скважин с высоким содержанием песка фирма выпускает насосы повышенной износостойкости типа SSP. Насосы исполнения SSP имеют более широкий диапазон подач рабочей части характеристики, чем аналогичные стандартные насосы, Например, рабочая часть насоса RC-12SSP соответствует диапазону подач 46...225 м³/сут (n=2916 мин¹), тогда как у насоса RC-12 этот диапазон равен 119... 199 м³/сут.

1.3 Описание прототипа

Для обеспечения эффективной работы погружных насосов при эксплуатации малодебитных скважин АЛНАС предлагает электроцентробежные насосы в габарите 5: ЭЦНА5-45 "АНАКОНДА".

За счет особой конструкции работа насосов, спроектированных по принципу "АНАКОНДА", имеет ряд особенностей.

Для них характерны:

Широкий диапазон рабочей зоны, в котором напорно-расходная характеристика Q - Н стабильна и устойчива практически во всем диапазоне подач. Оптимальные показатели коэффициента полезного действия.

Широкие возможности регулирования работы насоса: например, в процессе работы установки и естественном уменьшении дебита (и соответственно понижении динамического уровня) насос автоматически переходит на режим меньшей подачи.

Меньшее время эксплуатации скважины в режиме "старт - остановка", более высокие энергетические характеристики определяют экономическую целесообразность и выгодность применения ЭЦНА 5 - 45 "АНАКОНДА". Внедрение насосов, работающих по принципу "АНАКОНДА", позволяет экономить средства в размере стоимости работ по монтажу-демонтажу установок при отклонениях в процессе подбора оборудования к скважине.

Кроме того, применение ЭЦНА5-45 и по сравнению со станками качалками позволит экономить до $ 3500 в год на одну установку за счет значительно большего КПД и меньшей стоимости оборудования.

Варианты конструктивного исполнения насосов предусматривают, в том числе, коррозионно и износостойкое исполнении.

2.Расчетная часть

2.1 Расчет ступеней погружных центробежных насосов

Исходными данными для расчета является номинальная подача и напор:

Q=42м³/сут, H=950 м.

Расчет выполнен по методике, приведенной в [Богданов А.А., Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти.-М.: Недра, 1968 - 272с.]

Внутренний диаметр корпуса ступени:

,(2.1)

гдеD_вк - внутренний диаметр корпуса;

д_к - толщина стенки корпуса ступени д_к =0,003 м.

,(2.2)

гдеD_нк - наружный диаметр корпуса, D_нк=0,092м;

д'_к - толщина стенки корпуса насоса, д'_к =0,005 м.

Подставим полученное значение D_вк в уравнение 2.1 и получим:

,

Наибольший диаметр рабочего колеса:

 (2.3)

где S - радиальный зазор между стенкой ступени и рабочим колесом,S=0,003м.

Приведенная подача рассчитываемой ступени:

, (2.4)

где n - число оборотов единичного колеса, n=2910 мин^-1,

Q - подача насоса с учётом влияния шероховатости поверхности проточных каналов при изготовлении ступени литьём, с этой целью расчетная подача была увеличена на 10%: Q=46,2т/сут=0,53л/с.

Диаметр втулки при входе в рабочее колесо:

,(2.5)

гдеk_dвт - коэффициент соответствующий полученному значению Q_прив.

Проверим возможность размещения вала насоса:

,(2.6)

гдеd_в - диаметр вала насоса;

д_вт - толщена стенки втулки (для погружных центробежных насосов с диаметром корпуса 92-150мм можно принять 2-4мм).

Наибольший диаметр входных кромок лопастей:

(2.7)

где K_D1max - коэффициент, соответствующий полученному значению Q_прив, K_D1max=2,35.

Диаметр входа в рабочее колесо:

,(2.8)

где K_D0 - коэффициент входа в рабочее колесо, K_D0=0,94.

Рабочее колесо с радиальным отводом, следовательно наименьший диаметр выходных кромок лопастей можно принять равный максимальному:

(2.9)

Наименьший диаметр входных кромок лопастей:

,(2.10)

где K_D1min - коэффициент для данной Q_прив, K_D1min=2,4.

Высота канала на выходе рабочего колеса:

, (2.11)

где K_b2 - коэффициент, определяющий высоту выхода из рабочего колеса, K_b2=0,054.

Высота канала на входе в рабочее колесо:

, (2.12)

где K_b1 - коэффициент, определяющий высоту канала на входе в рабочее колесо, K_b1=0,107.

Коэффициент быстроходности ступени:

,(2.13)

где H - напор ступени насоса.

, (2.14)

где U_2max - окружная скорость, м/с,

K_u2max - коэффициент окружной скорости, K_u2max=1,15.

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с².

,(2.15)

следовательно:

, (2.16)

Подставим полученные значения U_2max и Н в уравнение 2.13 и получим:

,(2.17)

По полученному значению коэффициента быстроходности определяем конструктивные углы ?₂ =32⁰ и ?_1ср =40⁰ .

Действительная высота рассчитываемой ступени:

,(2.18)

где l_прив - приведенная высота ступени, l_прив=0,022м.

Высота межлопаточных каналов направляющего аппарата:

,(2.18)

где b_3пр - коэффициент приведенной средней высоты каналов направляющего аппарата, b_3пр=0,0042м.

Диаметр диафрагмы направляющего аппарата:

гдеF_прив - площадь кольца между внутренней стенкой корпуса ступени и диаметром диафрагмы, F_прив. =0,00095 м².

Полученные значения l, D₃, b₃, а так же значения диаметра втулки рабочего колеса и внешнего диаметра цилиндрического бурта при входе в колесо (определяется конструктивно) позволяют построить меридианное сечение направляющего аппарата ступени, рисунок 2.3. Угол между касательной к входному элементу средней линии профиля и касательной к окружности в точке касания ее выходной кромки профиля принимают равный ₄=90⁰.

Угол входного конца средней линии профиля лопаток определяется по уравнению:

, (2.20)

гдеК - коэффициент, К=1,3?1,6;

К_СТ2 - коэффициент меридианной скорости на выходе из рабочего колеса, К_СТ2=1,2;

К_х2ок - коэффициент окружной скорости.

Из уравнения 2.20 угол ₃=arctg2,016=63⁰.

2.2 Расчет мощности потребляемой ЭЦН

КПД ступени центробежного насоса зависит от размера ступени и ее приведенной подачи. Размеры ступеней погружных центробежных насосов изменяются в относительно небольших пределах, поэтому можно считать, что КПД ступени зависит только от приведенной подачи. Для Q_прив = 1,1л/с КПД ступени будет равно 0,55.

КПД насоса определим по формуле П. Д. Ляпкова:

, (2.21)

где _ст - КПД ступени;

Z - число ступений в насосе;

N_пол - полезная мощность насоса, определяется по уравнению:

,(2.22)

Определяем число ступеней насоса, исходя из напора:

(2.23)

КПД насоса:

,

Мощность насоса:

,(2.24)

Мощность двигателя:

(2.25)

2.3 Расчет на прочность деталей центробежных насоса

Расчет колеса.

Общее усилие, действующее вдоль оси насоса:

, (2.26)

где Т - усилие, предварительной затяжки пакета ступеней, Н;

с - плотность воды, с=1000кг/м³;

Н - максимальный напор секции насоса, Н=475м;

Н_max - максимальный напор насоса, Н=950м;

r_вн - внутренний радиус корпуса, r=41мм;

Е_к - модуль упругости корпуса, Е_к=2,63·10⁵МПа;

Е_на - модуль упругости направляющего аппарата, Е_на=1,45·10⁵МПа;

F_к - площадь поперечного сечения корпуса;

F_на - площадь поперечного сечения направляющего аппарата;

G - масса погружного агрегата, G= 463кг.

Усилие, предварительной затяжки пакета ступеней:

, (2.27)

где к - коэффициент запаса плотности стыка, к=1,4.

Подставим значения полученные в уравнениях 2.28 и 2.29 в уравнение 2.27 получем:

,

Площадь поперечного сечения корпуса равна:

(2.28)

Площадь поперечного сечения направляющего аппарата равна:

(2.29)

Подставим полученные значения из уравнений 2.27-2.29 в уравнение 2.26, и получим общее усилие, действующее вдоль оси насоса:

Осевые напряжения, действующие в опасном сечении корпуса:

(2.30)

где F_k - площадь ослабленного сечения корпуса с учетом технологических отклонений, м²:

где D_н - наружный диаметр;

д_р - допуск наружного диаметра корпуса;

d_p - наружный диаметр резьбы;

д_р - допуск размера резьбы.

Определение тангенциальных напряжений:

(2.31)

где м -

коэффициент Пуассона, м=0,3;

S - толщина стенки корпуса в ослабленном сечении с учетом технологических отклонений:



где ДS - допустимая разрозненность корпуса, ДS=0,8·10^-3м.

Эквивалентное напряжение в ослабленном сечении корпуса:

Коэффициент запаса прочности:

(2.33)

где у_Т - предел текучести стали 20, у_Т=274 МПа.

Расчет вала.

При нормальной работе вал насоса подвергается воздействию крутящего момента, осевой сжимающей нагрузке на верхний торец вала и радиальной нагрузке.

(2.34)

где_изг - наибольшее напряжение при изгибе;

- наибольшее напряжение при кручении;

Наибольшее напряжение при изгибе определим по уравнению 2.35:

, (2.35)

где М_и - изгибающий момент;

W_и - осевой момент сопротивления сечения вала.

Наибольшее напряжение при кручении определим по уравнению 2.36:

,(2.36)

где М_к - крутящий момент;

W_к - полярный момент сопротивления сечения вала.

Определим полярный и осевой моменты сопротивления сечения вала.

где D - наружный диаметр вала, D=17мм;

d - внутренний диаметр шлицов, d=14мм;

b - ширена шлица, b=3,5мм;

z - число шлицов, z=6.

Определим крутящий момент на валу:

(2.37)

где N - приводная мощность двигателя, N=27кВт;

щ - угловая скорость:

Поставим полученные значения в уравнение 2.36 и получим:

Изгибающий момент определим по уравнению:

, (2.38)

гдеР₁ - радиальная нагрузка, действующая на шлицевой конец вала;

Р₂ - вторая радиальная нагрузка возникающая вследствие неточности изготовления шлицев;

l - расстояние от точки приложения силы до кольцевой проточки.

Радиальная нагрузка, действующая на шлицевой конец вала:

, (2.39)

где Е - модуль упругости, Е=2,1·10⁵ МПа;

I - осевой момент инерции, м⁴;

ДY - стрела прогиба шлицевого конца вала, ДY=1·10^-5м,

С - расстояние от центра подшипника до середины сочленения муфты и вала, С=0,1м.

Определим момент инерции:

(2.40)

Подставим полученные значения в уравнение 2.39 и получим:

Вторая радиальная нагрузка возникает вследствие неточности изготовления шлицев. Число шлицев, включенных в работу равно 0,8 от общего числа. Пять работающих дают нагрузку, равную 0,2Р_окр.

, (2.41)

где dср - средний диаметр шлицев, d=15,5мм.

Максимальный изгибающий момент получим:

Определим напряжение изгиба в опасном сечении :

Эквивалентное напряжение получим:

Коэффициент запаса прочности:



где уm - предел текучести стали 40Х, у_m=950 МПа.

В результате проведенных расчетов определил геометрические параметры ступени насоса на заданные параметры работы насоса. Установил возможность использования в проектируемом насосе корпуса из стали 20 и вала из стали 40Х, при этом запас прочности превышает минимально допустимое значение.

3. Особенности эксплуатации, монтажа и ремонта ЭЦН

3.1 Эксплуатация ЭЦН

Эксплуатация погружных центробежных электронасосов для добычи нефти осуществляется по стратегии наработки скважинного оборудования на «отказ»[2]. Сущность такой эксплуатации заключается в спуске в скважину погружного насосного агрегата, выведение его на режим эксплуатации (запуска установки) и предоставления возможности работы скважинного оборудования до появления отказа, т.е. прекращения добычи из скважины,

Скважинное оборудование поднимается из скважины, разбирается на агрегаты, узлы. Определяется причина отказа, вызвавшая остановку добычи из скважины. В скважину устанавливается работоспособный комплект скважинного насосного оборудования, установку вновь запускают. Она работает до следующего отказа. Таким образом на каждой скважине имеется информация о фактической продолжительности работы оборудования УЭЦН с момента запуска до аварийного отказа.

По фактическим данным безаварийной отработки комплектов скважинного оборудования осуществляется оценка надежности работы установки в целом и по отдельным агрегатам, узлам.

Собранная первичная информация об отказах оборудования подвергается систематизации, анализу, обобщению и предварительной отработке, эта работа трудоемка и связана с большой затратой времени.

3.2 Монтаж ЭЦН

Наземное оборудование электронасосов не требует монтажа фундаментов и других сооружений[6].

Погружной насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах.

Перед спуском на устье необходимо выполнить следующие работы:

1. установить хомут-элеватор на электродвигателе, поднять электродвигатель с мостков, спустить его на устье скважины и снять предохранительную крышку;

2. установить хомут-элеватор на протекторе, поднять протектор над скважиной, снять предохранительную крышку с нижнего конца протектора, проверить вращение вала протектора и электродвигателя шлицевым ключом, установить свинцовую прокладку на электродвигатель, соединить вал протектора с валом двигателя шлицевой муфтой, соединить протектор с электродвигателем;

3. снять хомут-элеватор с электродвигателя и опустить двигатель с протектором в устье скважины;

4. снять предохранительную крышку с верхнего конца протектора и проверить вращение вала шлицевым ключом;

5 поднять электродвигатель с протектором над фланцем обсадной колонны и снять упаковочные крышки с кабельного ввода электродвигателя и кабельной муфты, проверить изоляцию;

6. установить свинцовую прокладку в паз кабельного ввода, соединить кабельную муфту с концами обмотки статора электродвигателя и слегка закрепить гайками, не допуская полного уплотнения;

7. вывинтить пробку для выпуска воздуха из нижней камеры протектора и пробку обратного клапана в головке двигателя, ввинтить на место пробки штуцер напорного шланга заправочного насоса; закачать в двигатель жидкое масло до появления его в отверстии нижней камеры протектора и в зазоре неплотно затянутой кабельной муфты; вывинтить штуцер заправочного насоса и ввинтить на место пробку обратного клапана головки двигателя;

8. ввинтить пробку в протектор и затянуть гайки, с помощью которых кабельная муфта крепится к двигателю; опустить двигатель с протектором в скважину до посадки хомута на протекторе на фланец обсадной колонны и проверить вращение двигателя включением в электросеть;

9. навинтить патрубок-переводник на насос, поднять насос с мостков; снять предохранительную крышку с конца насоса, вывинтить пробку в основании насоса, проверить вращение вала насоса шлицевым ключом; установить свинцовую прокладку и шлицевую муфту на вал протектора и соединить насос с протекрором;

10. снять хомут-элеватор с протектора, поднять протектор над фланцем обсадной колонны; вывинтить пробку обратного клапана протектора и ввинтить на ее место штуцер заправочного насоса с жидким маслом; вывинтить пробку из спускного отверстия протектора и закачать жидкое масло до его появления в спускном отверстии протектора.

11. ввинтить пробку в спускное отверстие протектора и продолжать закачивать жидкое масло до появления его в отверстии основания насоса;

12. ввинтить в отверстие основания насоса манометр и отпрессовать агрегат;

13. при отсутствии утечек масла в соединениях вывинтить манометр и штуцер заправочного бачка;

14. ввинтить воздушную пробку протектора и открыть перепускной клапан протектора на 1,5--2 оборота;

15. при появлении густого масла в отверстии основания насоса закрыть пробку, спустить агрегат и установить предохранительные кожухи;

16. подключить кабель и произвести пробный запуск насоса.

После спуска труб при их подвеске на планшайбе следует провести заключительные операции:

1. ввинтить подъемный патрубок в планшайбу, поднять ее с мостков и навинтить на колонну труб;

2. приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины и посадить колонну труб на колонный фланец;

3. вывинтить подъемный патрубок из муфты планшайбы;

4. установить и закрепить сектор планшайбы;

5. поднять и ввинтить арматуру (тройник и задвижку) в муфту планшайбы;

6. соединить нагнетательную линию арматуры и проверить работу насоса и станции управления.

При подвеске труб и переводной катушки необходимо:

1. снять кабель с подвесного ролика;

2. поднять переводной патрубок вместе с переводной катушкой и навинтить на колонну труб;

3. приподнять колонну труб и снять приспособление для защиты кабеля с устья скважины;

4. протащить свободный конец кабеля в отверстие катушки;

5. посадить колонну труб на крестовик и закрепить переводную катушку с крестовиком болтами;

6. установить сальниковое уплотнение;

7. отсоединить переводной патрубок от переводной катушки;

8. поднять елку арматуры и соединить ее с переводной катушкой;

9. соединить нагнетательные линии арматуры. Автотрансформатор и станция управления имеют салазки, и для них не требуется изготовлять фундаменты. Их устанавливают на полу дощатой будки, которая защищает их от атмосферных осадков и заносов зимой.

3.3 Ремонт ЭЦН

Срок эксплуатации погружного центробежного насоса и межремонтный период зависят от условий его работы и абразивных свойств перекачиваемой жидкости. При незначительном содержании песка в пластовой жидкости межремонтный период составляет от 6 до 9 мес.[6] Насосы проходят текущий и капитальный ремонты, которые выполняют в специализированных ремонтных мастерских. Основными неисправностями в работе насоса могут быть: уменьшение подачи насоса, вызванное либо засорением приемной сетки, либо износом рабочих органов; полное прекращение подачи и остановка двигателя. Причиной последней неисправности может быть заклинивание или большое сопротивление вращению вала насоса из-за разрушения верхней или нижней опоры, а также из-за износа опорных шайб рабочих колес.

Насос разбирают на сборочно-разборочном стенде, куда насос поступает после наружной очистки. Отвинчивая болты, снимают транспортировочную крышку и вывинчивают пробку из ловильной головки. Снимая с вала муфту, цепными ключами отвинчивают стакан насоса, а затем извлекают стопорное кольцо из паза на шлицевом конце вала. Так как все соединительные швы насоса запаяны, перед отвинчиванием их необходимо распаивать или спиливать. Дальнейший порядок разборки следующий: ослабив стопорный винт и вывернув гайку подшипника, выпрессовывают втулку с шарикоподшипниками и шпонкой; отвинчивают основание насоса, снимают опорное кольцо грундбуксы и выпрессовывают сальник из основания; отвинчивают ловильную головку и вывинчивают гайку верхнего подшипника; укрепляют корпус насоса при помощи хомутов; надевают специальный захват на шлицевой конец вала и запирают его стопорным кольцом; снимают стопорное кольцо с верхнего конца вала и все детали верхней пяты; на место верхней пяты устанавливают специальный хомут, затягивают его и запирают стопорным кольцом; прикрепляют трос к захвату и выпрессовывают вал в сборе; снимают оба стопорных кольца, захват и хомут; снимают с вала направляющие аппараты, рабочие колеса и другие детали.

Все детали насоса направляют в моечную машину. Чистые и сухие детали проходят контроль. Направляющие аппараты и рабочие колеса замеряют специальными калибрами и скобками. Конец вала насоса в месте посадки сальника проверяют микрометром. Визуально проверяют выточки под стопорные кольца. Вал насоса в случае изгиба подлежит правке. Шлицевый конец восстанавливают. Шпонку вала в случае смятия заменяют новой. Корпус насоса проверяют аналогично корпусу турбобура на прямолинейность, в случае необходимости правят, а дефектные участки резьб удаляют. Изношенные резинометаллические подшипники выпрессовывают из корпусов и заменяют новыми, так же как элементы пяты, упорные шайбы рабочих колес, кольца сальника и подшипники качения. Наружный диаметр последних должен сопрягаться с основанием насоса скользящей посадкой. На втулку подшипники надевают в горячем состоя нии напряженной посадкой. Втулку подшипника собирают с валом плотной посадкой. Изношенные рабочие колеса и направляющие аппараты заменяют новыми. Рабочие колеса должны свободно перемещаться вдоль вала. Направляющие аппараты с корпусом сопрягают ходовой посадкой. Изношенные уплотни-тельные втулки выпрессовывают из направляющих аппарата, а на их место запрессовывают новые. Зазор между внутренним диаметром уплотнительной втулки и ступицей рабочего колеса не должен превышать 0,2 мм.

Сборку насоса производят в обратном порядке. Корпус закрепляют на стенде хомутами и через него пропускают трос лебедки, который крепят к монтажному захвату, установленному и запертому опорным кольцом на валу. Наружные поверхности направляющих аппаратов смазывают. Затем вал устанавливают в корпус.

В сальниковое гнездо основания вставляют стопорное кольцо. Основание надевают на вал и заворачивают. После набивки сальника насоса вставляют бронзовую втулку, затем грунд-буксу, устанавливают опорное кольцо грундбуксы и проверяют вращение вала с набитым сальником. Вкладывают шпонку посадочной втулки подшипников и надевают на вал нижнюю опору в сборе, которую стопорят опорным кольцом. Завинчивают специальную гайку до получения необходимого осевого люфта и стопорят ее винтом. Навинчивают стакан на основание. Направляющие аппараты зажимают гайкой верхнего подшипника, после чего регулируют осевой люфт верхней пяты. В верхнем положении вала насоса осевой люфт должен быть минимальным для разгрузки нижней шаровой опоры. После полной сборки насоса производят опрессовку сальника и пайку швов.

Все насосы, прошедшие ремонт, должны быть подвергнуты двухчасовой обкатке и испытаниям на стенде-скважине. Цель испытания - снятие комплексной характеристики насоса и проверка готовности его к эксплуатации. Допускается проведение испытаний на трансформаторном масле вместо нефти и проверка напора насоса при трех подачах: средней - между нулевой и номинальной; промежуточной - между номинальной и максимальной; максимальной. Отклонение напора в сторону уменьшения не должно превышать 5 % от паспортного.

Литература

1.Богданов А.А., Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1968-272с.

2.Бочарников В.Ф., Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом. - Т.: Вектор Бук, 2003-336с.

3.Биргер И.А., Расчет на прочность деталей машин. - М: Машиностроение, 1979-702с.

4.Ивановский В.Н. Оборудование для добычи нефти и газа. - М: Нефть и газ, 2002-769с.

5.Молчанов А.Г., Чичеров В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы.- М.: Недра, 1983-308с.

6.Раабен А.А., Ремонт и мантаж нефтепромыслового оборудования. - М.:Недра, 1989-383с.

Размещено на Allbest.ru