Министерство образования
и науки Республики Казахстан
Актобенский Университет «Дуние»
Кафедра «нефтегазовогодело»
Курсовая
работа
По дисциплине: Разработка нефтяных
месторождений
На тему: Установка электроцентробежного насоса
Выполнил студент: РЭНГМ 02-2 Пауеден Куандык
Проверил: Калмыков
В.М.
Актобе 2006г
Содержание
1.Введение………………………………………………………………………1стр.
2.Геология
месторождения Кенкияк………………………………………..3стр.
3.Техническая
часть………………………………………………………...…9стр.
4.Охрана труда и техника безопасности
5.Список литературы
6.Приложения
1. ВВЕДЕНИЕ
УЭЦН предназначены для
откачки пластовой жидкости из нефтяных
скважин и используется для форсирования
отбора жидкости. Установки относятся к
группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.
Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.
Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При
работе скважины постоянно меняются
параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости:
содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и
как следствие, отсюда идет не доотбор
жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период
работы насоса. На данный момент делается
упор на более надежное оборудование, для
увеличения межремонтного периода, и
как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные
насосы имеют большой межремонтный период.
Установку УЭЦН можно применять
при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных
скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и
газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов,
содержащихся в откачиваемой
жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной
корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости
концентрация мехпримесей превышает
допустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износ
рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается
вибрация, попадание воды в ПЭД по
торцевым уплотнениям, происходит
перегрев двигателя, что приводит к
отказу работы УЭЦН.
Условное обозначение установок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У –
установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный
коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача мсут,
1200, 1100 – напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны,
максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы
5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным
габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы
также подразделяют на три условные
группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм,
группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК
приведены в приложении№1
Разработка бесштанговых насосов в нашей
стране началась еще до революции. Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым
разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские
инженеры, начиная с 20-х годов,
предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем.
Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.
Разработка скважинного насоса с
пневмодвигателем была продолжена в Азинмаше
В.И.Документовым. скважинные центробежные насосы с электроприводом
разрабатывались
в предвоенный период А.А.Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленные
образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особом
конструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговым
насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.
Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений
нуждалась в насосах для отбора из
скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален
лопастной насос, приспособленный для
больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими
колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных
подачах жидкости и габаритах насоса. Широкое применение скважинных центробежных
насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах
жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки
при обслуживании, по сравнению с
компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших
подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание
установок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаются
только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
Монтаж оборудования
ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются
в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой
будке.
2. Геология месторождения Кенкияк
Месторождение Кенкияк в административном отношении относится к Темирскому району Актюбинской области. Ближайшим
населенным пунктом является
поселок Кенкияк, расположенный к
северо-востоку от месторождения, где находится НГДУ (нефтегазодобывающее управление). В 100 км от площади проходит железная дорога Москва - Средняя Азия.
Ближайшее разрабатываемое нефтяное месторождение Жанажол
расположено в 45 км
юго-восточнее.
Областной центр - г.
Актобе находится в 220 км к северу от
месторождения Кенкияк и связан
с нефтепромыслами Кенкияк и Жанажол
шоссейной дорогой с асфальтовым покрытием.
Месторождение Кенкияк расположено в восточной прибортовой части Прикаспийской
впадины. В орографическом отношении месторождение находится в пределах Предуральского плато и представляет собой слабовсхолмленную равнину. Абсолютные
отметки рельефа изменяются в пределах плюс 180 - 220м. Минимальные отметки
рельефа приурочены к долине реки Темир. Река Темир пересекает площадь месторождения в юго-восточном направлении и является основным источником воды. Вода из реки Темир
характеризуется высокой
минерализацией и используется только для технических целей, а для
бытового использования воду берут из
водозаборных скважин.
Климат района
резкоконтинентальный с жарким летом и холодной зимой. Колебания температуры воздуха в зависимости от сезона
составляют от минус 45 до плюс 40°С.
Снежный покров обычно ложится в
середине ноября
и сохраняется
до мая. Толщина снежного покрова достигает 20 - 30 см.
Сильные ветры
восточного и юго-восточного направления
летом часто вызывают суховеи, ураганные бури, а зимой снежные бураны, нередко
перемешанные с песком. Средняя скорость ветров составляет
5-6 м/с.
Растительный покров
района бедный. Заросли кустарника и джиды встречаются
в долине реки Темир и в глубоких балках. Травяной
покров, представленный ковылем, полынью и различными злаками обилен весной, к
лету он выгорает.
Непосредственно на
территории месторождения имеют
распространение такие строительные материалы как песок, глина, суглинки.
1. Геологическая
характеристика нефтяных залежей
1.1 Подсолевые
отложения месторождения Кенкияк
образуют два продуктивных
горизонта: нижнепермский и
каменноугольный. Нижнепермская нефтянаязалежь является
литологически экранированной (линзовидные), не имеет единого ВНК, а каменноугольная залежь - единой массивной, с ВНК на отметке минус
4230м.
Утвержденные остаточные геологические запасы
нефти нижнепермской залежи (на дату подсчета)
по категории С1 составляют 34013 тыс.т, по категории С2 - 40998 тыс.т,
извлекаемые запасы соответственно по категории С1 - 5328 тыс.т, по
категории С2 - 6477 тыс.т.
Утвержденные остаточные геологические
запасы нефти (на дату подсчета) по категории
С1 каменноугольной
залежи (КТ-П) составляют 77163
тыс.т, извлекаемые запасы по
категории С2 - 23139 тыс.т.
Всего извлекаемых
запасов подсолевых залежей по категории С1 - 28467 тыс.т, за вычетом добычи нефти на дату
утверждения запасов (173 тыс.т).
Суммарные геологические запасы нефти (С1 + С2) по всей подсолевой части
месторождения составляют 152174 тыс.т, из них запасы нефти (С1) -
111176 тыс.т, за вычетом добычи на дату
утверждения запасов (ГКЗ СССР,
Протокол №11125 от 23.10.1991г.).
1.2 По конфигурации структура
подсолевых отложений представляется структурным
«носом», с углом наклона к
северо-западу. Покровле пласта КТ-П структура разбита
нарушениями и
состоит из нескольких куполов .Покровле нижнепермского горизонта данная структура менее разбита нарушениями.
1.3 Условием осадконакопления карбонатных пород-коллекторов каменноугольных отложений
является мелководная морская областькарбонатной
платформы. В фациальном отношении
данные породы-коллектора принадлежат к фациикраевой платформенной части открытого моря
и ее склона. А породы-коллектора нижнепермских
отложений относятся к подводной дельте(конусувыносаобломочных
материалов) в переходных условиях осадконакопления,
от континентального к морскому, дельта имеет веерообразную форму.
1.4 По литологическому составу
породы-коллектора
каменноугольных отложений в
основном состоят из детритовых известняков.Тип
коллекторов порово-кавернозный, поровая текстура в основном микроканальная, ее максимальныйрадиус менее 1 мкм, данные коллектора более или менее неоднородные. По
разрезу
коллектора имеют неоднородные свойства,
среднее значение пористости -8,74%, среднее значение проницаемости менее 10*10 -3мкм2.
Тип коллекторов низкопористый и низкопроницаемый.
В литологическом отношении породы-коллектора нижнепермских отложений представлены
аркозовыми песчаниками и алевролитами. Коллекторы кавернозно-поровые,
очень неоднородные и относятся к низкопоровым и мало проницаемым, среднее
значение пористости - около 10,7%, среднее значение проницаемости -
1-10х10 -3 мкм2.
1.5 Плотность нефти каменноугольного горизонта-0,836г/см3,
вязкость нефти-11,9 мПа-с (20°С),
содержание серы - 0,54%, содержание смол-23,3%,газовыйфактор277,5м3/м3.Плотностьнефтинижнепермскогогоризонта-0,842г/см3,вязкость нефти - 18 мПа-с (20°С), содержание серы -
0,38%, содержаниесмол-21%,газовыйфактор
- 267,5 м3/м3.
В растворенном газе
каменноугольной залежи содержание сероводорода - 1,6%, а в нижнепермской залежи -
сероводород отсутствует.
1.6 Залежи подсолевой части месторождения Кенкияк
относятся
к залежам с аномально-высоким
давлением, их нефть - слабо летучая.
Коэффициент аномальности давления (отношение пластового давления к гидродинамическому на одной глубине) для каменноугольной
залежи - 1,84, для нижнепермской -
1,79. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения большая,
соответственно 47,5 и 45,3 МПа. Залежи обладают
большим запасом естественной энергии.
2. Обзор вариантов разработки
2.1 Подсолевые продуктивные горизонты разделены на 2
объекта разработки: каменноугольный и нижнепермский. Были рассмотрены 3
варианта разработки: вариант 1- на
естественном режиме, вариант 2 - закачка воды при пластовом давлении 60 МПа, и вариант
3 -закачка воды при пластовом давлении 45
МПа. Геолого-физические условия
залегания и гидродинамические характеристики
нижнепермской залежи не позволяют применять
систему поддержания пластового
давления, поэтому разработка данной
залежи будет по
варианту 1. На
каменноугольной залежи проектируется
создание трех опытных участков: одна
семиточечная (участок №2) и две девятиточечные (участки №1 и №3), где планируется проведение опытных работ закачки воды
согласно варианту 2.
2.2 По всем
вариантам разработки залежей проектируется
размещение скважин с сеткой 900х900м.
За период ОПР планируется ввод 43
скважины, из которых 24 (Вт.ч. 15 наклонно-направленных и 9 вертикальных) на карбонатные
и 19 (вертикальные) на нижнепермские залежи.
Анализ результатов
опробования скважин и
гидродинамического моделирования позволили определить
рациональный дебит нефти на начальной стадии разработки для вертикальных скважин — 150 т/сут, а для наклонно- направленных скважин - 250 т/сут на залежи карбона. Проектный уровень дебита нефти
нижнепермской залежи для
вертикальных скважин - 75 т/сут.
Среднее начальное
пластовое давление в карбонатных отложениях
составляет 80 МПа, среднее давление
насыщения 32,52 МПа, поэтому средняя
разность между пластовым давлением и давлением насыщения
составляет 47,48 МПа. Снижение давления ниже значения
давления насыщения не будет заметно ухудшать проницаемость пластов и свойств нефти
(дегазирование нефти происходит только в призабойной
зоне пластов), так как подсолевая
залежь характеризуется весьма низкой
проницаемостью, есть возможность
увеличивать депрессию. Учитывая
вышесказанное и требования о
допустимых депрессий в скважинах рациональная
депрессия составляет 48 МПа.
Среднее начальное
пластовое давление в пермских отложениях
составляет 73,37 МПа, среднее давление насыщения 28,12 МПа, поэтому средняя разность между пластовым давлением и давлением
насыщения составляет 45,25 МПа. Во избежание дегазирования, усадки нефти и влияния на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) первоначально определено, что
рациональная депрессия должна быть примерно равной разности между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, то есть
45 МПа.
2.3 Технологические показатели эксплуатации добывающих
и нагнетательных
скважин для
всех вариантов были приняты одинаковыми.
Коэффициент эксплуатации-0,9 (330
дней). При выборе
режима работы скважин учитывалось,
что величина текущего забойного давления
добывающих скважин должна быть не ниже значения-80%
давления
насыщения нефти газом, что позволяет добывать максимальный объем нефти при отсутствии негативного влияния на
пласты и полном использование естественной энергией. Граничным
значением забойного давления в
добывающих скважинах являются 26,02 МПа
для карбона
и 22,47МПа для перми.
Забойное давление нагнетательных скважин не должно достигать и
превышать давление гидроразрыва пласта.
Исходя из этого для нагнетательных скважин максимальное забойное
давление-75МПа.
Таким образом, за
период ОПР подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермских
отложений составит 1016 тыс.т, карбонатных - 7702 тыс.т. За весь начальный период
разработки (включая время пробной эксплуатации) подсолевых залежей
накопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1240 тыс.т (КИН 3,6%), карбонатных - 7910 тыс.т (КИН
10,3%).
2.4 Конструкция
вертикальных скважин имеет
2 варианта заканчивания: Цементирование
перфорированием (рекомендованный вариант), и открытый ствол (экспериментальный вариант).
В первом варианте
конструкция скважин следующая: долото диаметром 444,5 мм для первого забуривания,
в зоне с маломощным соляным куполом
спущен кондуктор диаметром 339,7
мм до глубины около 750м (50-100м входа в верхнепермский
горизонт), а в зоне с мощным
соляным куполом спущен до глинистой
пачки кровли кунгурского яруса
(глубина около 750м); долото диаметром 311,2 мм для
второго забуривания до плотной глинистой пачки подошвы кунгурского яруса нижнепермского отдела (20-ЗОм выше границы подошвы кунгурского яруса, глубина около 3800м) и спускается техническая
колонна диаметром 244,5 мм,
подъем цемента до устья скважины;
долото диаметром 215,9 мм
для третьего забуривания до проектной глубины (глубина около 4500м) и спускается
168,3 мм
эксплуатационная колонна, подъем
цемента до 200м выше границы кровли
соли кунгурского яруса (в зоне с
маломощным соляным куполом подъем на глубину 3100м, а в зоне с мощным соляным куполом подъем цемента до 500м). Во втором варианте конструкция скважин следующая:
долото диаметром 215,9
мм для
третьего забуривания до глубины
4350м, спущены нефтяные хвостовики
диаметром 177,8 мм,
долото диаметром 149,2 мм
для четвертого забуривания до 4450м проектной
глубины и заканчивать скважину открытым стволом. Для
наклонно-направленных скважин выбран
более простой 4-х интервальный профиль ствола
«вертикальный - набор угла наклонения
- набор угла наклонения - поддержание
наклонения»,
кривизна контролируется в пределах
3°-1О°/ЗОм, максимальный угол наклона
наблюдается в пределах 60-85°,
горизонтальный участок - 600 м,
долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривания
до проектной глубины и спускаются
комбинированные 168,3 мм
и 139,7 мм
колонны для заканчивания скважин.
2.5 Буровые растворы:
Для ствола диаметром 444,5 мм применяется
буровой раствор двух-ионных полимеров,
для 311,2 мм ствола в зоне
маломощных соляных куполов применяются
растворы КС1 двух-ионных полисульфатов+насыщенные соленые воды двух-ионных полисульфатов, а в зоне мощных соляных куполов применяются растворы силико-калиевых
двух-ионных полисульфатных насыщенных соленых вод с нефтью, для 215,9 мм ствола применяется раствор калиевых полисульфатов с функцией экранирующей изоляции
для бурения
и заканчивания скважин.
2.6 Настоящим
проектом рекомендуется фонтанный способ
эксплуатации скважин. По результатам расчета зависимости дебита жидкости
от диаметра труб для ее подъема на поверхность следует применить НКТ.
Для скважин каменноугольной залежи:
Вариант 1:
насосно-компрессорные трубы типа
SM-C110 диаметром
88,9 мм и толщиной
стенки 6,45 мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные
трубы диаметром 73 мм
и толщиной стенки 5,51 мм. - для скважин нижнепермских залежей:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы
типа SM-C110 диаметром 73мм и
толщиной стенки
5,51мм;
Вариант 2: насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,51 мм + типа L80 диаметром 60,3 мм толщиной стенки
4,83 мм. Устье скважин рекомендуется оборудовать фонтанной арматурой антикоррозионного исполнения
рассчитанную на давление 70 МПа, а для
скважин в которых планируется проведение ГТМ
- 105 МПа.
Коррозия на данном месторождении относится к средней коррозии и следует применять
антикоррозионные мероприятия по защите скважинного оборудования.
2.7
Подготовку продукции скважин подсолевых залежей
месторождения Кенкияк необходимо осуществлять
на Жанажолском газоперерабатывающим заводе (ЖГПЗ)
при содержании серы до 0,6% в
обводненной нефти подсолевых залежей при высоком содержании
серы в газе
каменноугольной залежи продукцию скважин рекомендуется перекачивать на
ЖГПЗ, где будет
производиться обезвоживание, обессеривание и стабилизация; при отсутствии
серы и после отделения жидкости, газ
нижнепермских залежей необходимо
использовать в качестве горючего при применении вторичного метода повышения нефтеотдачи
(закачка пара) на
надсолевых залежах месторождения
Кенкияк, а нефть при содержании серы до 0,6% и воды до
0,5% перекачивать с помощью насоса в систему перекачки среднего давления или на головную станцию сбора и транспорта нефти
месторождения Кенкияк (надсолевой и подсолевой).
Станция перекачки будет рассчитана на системы среднего и
низкого давления. Нефть и газ залежи
карбона будет поддаваться в систему
перекачки среднего давления для дальнейшей транспортировки в установки сепарации.
Нефть и газ пермских отложений будет поддаваться
в систему перекачки низкого давления,
где будет происходить
первичная нефтегазовая сепарация.
Объем транспорта нефти и газа: обводненной
нефти - 1,5 млн. т/год, а газа - 1500
тыс. м3/сут.
Предусмотрен монтаж
нефтепроводов протяженностью 11,5 км (Ø325*12) между станцией перекачки
среднего давления подсолевых залежей
и головной станцией транспорта месторождения
Кенкияк. Предусмотрен монтаж нефтегазопровода, протяженностью 55 км (Ø52О*15) между станцией перекачки
среднего
давления подсолевых залежей и ЖГПЗ.
Пропускная способность трубопровода для нефти составляет
1,5 млн. т/год, газа - 1500 тыс. м
/сут.
3. Техническая
часть
3.1 Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосного
агрегата (электродвигателя с
гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ,
оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. приложение№1.).
Трансформаторная подстанция преобразует напряжение
промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом
потерь напряжения в кабеле. Станция
управления обеспечивает управление
работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная
линия обеспечивает подвод
электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится
к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский,
прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и
хомутами. Над секциями насоса
устанавливаются обратный и сливной
клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по
колонне НКТ (см. приложение№2.)
Оборудование устья
скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом
и кабелем, герметизацию труб и кабеля,
а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.
Насос погружной, центробежный, секционный,
многоступенчатый не отличается по
принципу действия от обычных
центробежный насосов.
Отличие его в том, что он секционный,
многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной
промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.
Секции насоса, связанные
фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из
стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою
очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором.
Подача и напор ступеней зависят от
поперечного сечения и конструкции
проточной части (лопаток), а также от частоты вращения.
В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих
собой собрание на валу рабочих колес и направляющих
аппаратов.
Рабочие колеса устанавливаются
на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе
ниппеля, расположенным в верхней
части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины
поступает к первой ступени насоса.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой,
воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные
усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения,
устанавливаемыми в основании ниппеля
и на валу насоса.
В верхней части насоса находится
ловильная головка, в которой
устанавливается обратный клапан и к
которой крепится НКТ.
Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный,
маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и
коррозионностойком исполнениях ПЭДУ
(ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В, категория размещения
– 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании электродвигателя
предусмотрены клапан для закачки
масла и его слива, а также фильтр для
очистки масла от механических примесей.
Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора.
Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания
пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и
его расхода.
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и
торцевыми уплотнениями вала,
компенсатор с резиновой диафрагмой.
Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная
линия, т.е. кабель намотанный на
барабан, к основанию которого присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой
кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции
и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы
плоского кабеля уложены параллельно
в ряд, а круглового скручены по
винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К
38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с
помощью резинового уплотнения, к
токопроводящим жилам прикреплены наконечники.
Конструкция
установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из
коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие
колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.
При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы,
предназначенные для уменьшения объемного содержания
свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий
5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория
размещения – 5 по ГОСТ 15150-69.
Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:
Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного
исполнения;
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной
коррозионной стойкости.
Модули насосные устанавливаются
между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита
соединяются
между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя
и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН
приведены в приложении 1.
3.2 Технические характеристика
ПЭД
Приводом погружных центробежных насосов служит
специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель
трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов
103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых
случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает
погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное
условие надежной работы – его герметичность (см. приложение№3).
ПЭД заполняется специальным маловязким,
высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для
охлаждения, так и для смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора,
головки, основания. Корпус статора
изготавливается из стальной трубы,
на концах которой предусмотрена резьба для
подсоединения головки и основания двигателя.
Магнитопровод статора собирается из
активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной,
протяжной, катушечной или
двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
Активная
часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей
вращающееся магнитное поле, а
немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки
статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного
провода с изоляцией, имеющий высокую
электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы,
в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку
(муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя
может быть и ножевого типа. Ротор двигателя
короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят
вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной
стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь
с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на
валу затянуть в осевом направлении
гайками или турбинкой. Турбинка служит для
принудительной циркуляции масла для выравнивания
температуры двигателя на длине
статора. Для обеспечения циркуляции
масла на погружной поверхности магнитопровода имеются
продольные пазы. Масло циркуляцией
через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя,
где оно очищается, и через отверстие
в валу. В головке двигателя расположены
пята и подшипник. Переводник в
нижней части двигателя служит для размещения
фильтра, перепускного клапана и клапана для
закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция
имеет такие же основные узлы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении
2.
3.3 Основные
технические данные кабеля
Подвод
электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется
через кабельную линию, состоящую из
питающего кабеля и муфты кабельного
ввода для сочленения с электродвигателем.
В зависимости от назначения
в кабельную линию могут входить:
Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного
кабеля.
Кабель марки КПБП (плоский)
Муфта кабельного ввода круглая
или плоская.
Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или
многопроволочных жил, изолированных в два слоя
полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и
брони.
Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке
состоят из медных однопроволочных и
многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных
в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.
Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами
состоят из медных
одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя
полиэтилена высокого давления и
уложенных в одной плоскости.
Кабель марки КПБК имеет:
Рабочее напряжение
В – 3300
Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т – 180
Кабель марки КПБП имеет:
Рабочее напряжение,
В - 2500
Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т – 180
Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры
окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С – пластовой жидкости.
Температуры кабельных линий приведены в приложении 3.
3.4 Краткий обзор Российских схем и установок.
Установки погружных центробежных насосов
предназначены для откачивания нефтяных
скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и
механической примеси.
Установки выпускаются
двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное,
коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие
показатели:
-
пластовая дикость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;
-
максимальная кинематическая
вязкость пластовой жидкости 1 ммс;
-
водородный
показатель попутной воды рН 6,0-8.3;
-
содержание
мехпримесей для обычного и
коррозионостойкого не более 0,1 гл, износостойкого не более 0.5 гл;
-
содержание
сероводорода для обычного и
износостойкого не более 0,01 гл; корозионостойкого до 1.25 гл;
-
максимальное содержание
полученной воды 99%;
-
свободного газа
на приеме до 25%, для установок с
модулями – сепараторами до 55%;
-
максимальная температура добываемой продукции до 90С.
В зависимости от
поперечных размеров применяемых в
комплекте установок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и
кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами обсадных колонн
121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.
Установка УЭЦ состоит из погружного насосного
агрегата, кабеля в сборе, наземного
электрооборудования –
трансформаторной комилентной подстанции. Насосный агрегат состоит из погружного
центробежного насоса и двигателя с
гидрозащитой, спускается в скважину
на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с
ротором.
Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора.
Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией,
бронированный.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются
между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя
и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
3.5 Погружной центробежный насос.
Погружной
центробежный насос по принципу действия
не отличается от обычных
центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он
многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна,
насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их
полиамидных смол.
Насос состоит из секций, число которых зависит от
основных параметров насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500
метров. У модульных насосов состоит из входного модуля,
модуля – секции. Модуль – головки,
обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме
входного модуля, двигателем или
сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов
модулей-секций между собой, модуля-секции
с валом входного модуля, вала
входного модуля с валом гидрозащиты
двигателя осуществляется
шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые
длины корпусов унифицированы по длине.
Модуль-секция
состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников,
верхней осевой опоры, головки, основания,
двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для
защиты плоского кабеля с муфтой от
механических повреждений.
Входной
модуль состоит из основания с
отверстиями для
прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными
втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для
соединения вала модуля с валом гидрозащиты.
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны
которого имеется внутренняя
коническая резьба для подсоединения
обратного клапана, с другой стороны – фланец для
подсоединения к модулю-секции, двух
ребер и резинового кольца.
В верхней части насоса имеется
ловильная головка.
Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):
Модульные –
50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.
Немодульные –
40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.
Следующих напоров (м)
- 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100,
750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.
3.6 Погружные электродвигатели
Погружные электродвигатели состоят
из электродвигателя и гидрозащиты.
Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые,
двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном
исполнениях, климатического
исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50
Гц и используются в качестве привода
погружных центробежных насосов.
Двигатели предназначены для
работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:
-
мехпримесей не
более 0.5 г/л;
-
свободного газа
не более 50%;
-
сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких
до 1,25 г/л;
Гидрозащитное
давление в зоне работы двигателя не
более 20 МПа. Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением
не менее 30 КВ. Предельная длительно допускаемая
температура обмотки статора электродвигателя
(для двигателя
с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.
Двигатель состоит из одного или нескольких
электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и
протектора. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом,
корпуса.
3.7 Гидрозащита электродвигателя.
Гидрозащита предназначена для
предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость
электродвигателя, компенсации объема
масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего
момента от вала электродвигателя к
валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого
исполнений. Основным типом гидрозащиты для
комплектации ПЭД принята гидрозащита
открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21
г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.
Гидрозащита
состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика
в двигателе компенсируется перетоком
барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого
типа применяются
резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.
3.8 Расчет ЭЦН
При
расчете ступени погружного центробежного насоса всегда известны подача и напор
насоса, скорость вращения вала и
диаметр обсадной колонны скважины для
работы в которой предназначен насос. (1)
Подача, Q – 30 мсут.
Напор, H – 1300 м.
Частота вращения
вала, n – 3000 обмин.
Внутренний диаметр корпуса насоса, d – 82 мм.
Внутренний диаметр корпуса ступени, d – 76,5 мм.
После того, как установлен внутренний диаметр ступени,
можно приступать непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и
других размеров.
Для этого
необходимо выполнить следующее:
а) Определить наибольший внешний диаметр рабочего
колеса D max
D2max=Dвн.–25,
(3.1.)
где, S – радиальный
зазор между внутренней стеной корпуса ступени
D вн. и наибольшим диаметром рабочего колеса D max.
Этот зазор выбираем в пределах S=2-3 мм
б) Определим приведенную подачу рассчитываемой
ступени:
Qприв.=2800( 90 )3 Q, (3.2)
n D2max
где, 2800 –
приведенная скорость вращения единичного насоса в обмин.
90 –
наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного
насоса в мм.
n – число оборотов вала, обмин.
Q – рассчитываемая
подача, лс.
в) Определяем
диаметр втулки при входе в рабочее колесо:
Dвт.=Кdвт*D2max,
(3.3)
где, K d вт – коэффициент, соответствующий полученному
значению
Q прив, 0,31.
После определения
диаметра втулки необходимо проверить возможность размещения вала насоса.
При этом должно быть соблюдено условие:
D = d + 2 δ вт.,
где, D вт – диаметр
втулки, мм;
D в – диаметр вала насоса, мм;
δвт. – толщина ступени втулки (для
погружных центробежных насосов с диаметром корпуса 92-150, можно принять Sвт=2-4 мм);
г) Определяем
наибольший диаметр входных кромок лопастей D1 max по
уравнению:
D1max=D2max
KD1max
(3.4)
где, КD1 max – коэффициент, определенный для
Q прив, 2,3;
в) Определяем
диаметр входа D в рабочее колесо:
D0=КD0*D1max,
(3.5)
К – коэффициент диаметра входа в рабочее колесо для данного
Qприв, 0,96;
е) Определяем
наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса D2 min:
D2min=√D2вн.ст.–1*(D2max)2*Fприв
0,78590
(3.6)
где, Fприв –
приведенная площадь без лопаточного
кольца между стенкой
корпуса
ступени Dвн.ст. и ободом верхнего диска рабочего колеса
D2 min. Находят для Q Fприв =
1600 мм.
ж) Определяем
наименьший диаметр входных кромок лопастей D1min:
D1min= D2max
KD1min
(3.7.)
где, KDmin – коэффициент определяемый
для Qприв.
з) Определяем
высоту канала b на выходе из рабочего колеса.
в=Кb2*D2max,
(3.8)
где, Кb2 – коэффициент, определяемый
для Q, 0,016;
и) Определяем
высоту канала b1 на входе в рабочее колесо.
b1=Kb1*D2max,
(3.9)
Кb1 –
коэффициент, определяемый для Q, 0,036;
к) Напор ступени определяют
по коэффициенту окружной скорости
Кv2окр., пользуясь
уравнением:
Kv2окр.=V2окр.max
(3.10)
60√2gH
где, V2окр. – окружная скорость на диаметре D2max рабочего
колеса;
Кv2окр.= πD2ср.*n
60√2gH (3.11)
где, K v2окр. – коэффициент окружной скорости, Кv2окр. = 1,33;
D2ср. – внешний диаметр рабочего колеса, мм;
п –
число оборотов вала, об/мин;
g –
ускорение свободного падения, м/с;
л) Определяем
коэффициент быстроходности ступени;
м) Определяем
конструктивные углы β1 и β2 от быстроходности ступени.
Расчет
колеса:
а) D2max=Dвн.ст. – 2S
В2max=76,5-2*2
D=72,5 мм;
б)Qприв = 2800 (90
)3 *Q;
n D2max
Qприв = 2800 (
90 )3 * 0,347;
3000 72,5
Qприв=0,6196 лс;
в) d вт.=Кdвт*D2max
dвт=0,31*72,5
dвт=22,475 мм;
dвт=dв + 2δвт.
dвт=17+2*2/5
dвт= 22 мм;
г)D1max= D2max
KD1max
D1max=72,5
2,3
D=31,52 мм;
д) D0=К0*D1max;
D0=0,96*31,52;
D0=30,26 мм;
е) D2min=√D2 вн.ст. - 1 (D2max)2
*Fприв.
0,785 90
D2min=√76,52 – 1 (72,5)2 *1600
0,785 90
D2min=67,3 мм;
ж) D1min= D2max
KD1min
D1min= 72,5
2,2
D1min=32,95 мм;
з) b2=Кb2 * D2max;
b2=0,016*72,5
b2=1,16 мм;
и) b1=Кb1*D2max
b1=0,036*7,25=2,61
мм;
к) Н=(πDср.* Н)2 * 1
60*КН2 2g
Н=(3,14*0,0725*3000)
* 1
60*1,33 2*9,81
Н=3,73 м;
л) Hs=60;
м) β1=27;
β2=53;
Расчет направляющего
аппарата.
Осевой направляющий
аппарат ступени погружного центробежного насоса рассчитывают следующим образом:
а) Определяем
приведенную подачу и по ней определим приведенную, а затем действительную
высоту рассчитываемой ступени:
lприв=22;
l=lприв.*D2max
(3.12)
90
б) Определяем
высоту междулопаточных каналов:
b3пр.=90*b3
(3.13)
D2max
где, b3пр.-
приведенная высота от приведенной
подачи, 3.3;
b3пр.= b3прив.*
D2max
90
в) Находим диаметр диафрагмы D направляющего
аппарата:
F”прив.=0,7859(D2вн.ст.-D2)*(90)2 (3.14)
D2max
где, F”прив-приведенная площадь кольца внутренней стенкой корпуса
ступени
и диаметром ступени, 800;
D3=√D2 вн.ст. – F’’прив. * (D2max)2
0,785 90
Расчет направляющего
аппарата:
а) l=l прив. * D2max
90
l=22*72,5
90
l=17,7 мм;
б) b3=b3прив.*D2max
90
b3=3,3 * 72,5
90
b3=2,66 мм;
в) D3=√D2
вн.ст. – F’’ (D2max)2
0,785 90
D3=√76,52 – 800 (72,5)2
0,785 90
D3=72,04 мм;
КПД ступени
0,38
Проверочный расчет шпоночного
соединения.
Шпоночное
соединение проверяется по боковым граням
шпонки под действием окружного усилия,
передаваемого рабочему колесу:
σ=2Mр.к.D(h-t)*l
(3.15)
где, Мр.к. – момент передаваемый рабочему колесу.
D – диаметр вала;
t - глубина паза по валу;
l - длина посадочной части рабочего колеса;
h – высота шпонки.
Момент,
передаваемый рабочему колесу определяется из мощности передаваемой двигателем насосу.
Мощность двигателя выбирают по основным
параметрам насоса. К основным параметрам относятся подача, напор, КПД. Для
определения напора необходимо
определить количество ступеней находящихся в насосе. Количество ступеней можно определить
следующим образом. Существует 5 видов секций отличающихся
длиной, в зависимости от длины в каждой секции располагаются различное число ступеней. Для
расчета возьмем следующий насоса: ЭЦН М-5-50-1300 состоящий
из 2-х секций № 2 и № 5, в некоторых расположено 264 ступени, в секции № 2
расположено 73 ступени, а в секции № 5 расположено 192 ступени. Длина одной
ступени ЭЦН 50 - 24 мм. Ступени насоса в секциях
располагаются в пределах:
L=n*l
(3.16)
где, n – число ступеней;
l - длина одной ступени;
L = (72*24) + (192*24)
L = 1728 + 4608
L = 6336 мм
Длина одной ступени ЭЦН – 30 равна 17,5 мм, в секциях расположится:
nр=L
(3.17)
lp
где, np – число
ступеней, рассчитываемого насоса в двух секциях;
lp – длина одной ступени ЭЦН – 30.
np=6336
17,5
np=362 ступени
Значит в
секции № 2 расположится 99 ступеней,
а в секции № 5 расположится 263
ступени. Напор одной ступени равен 3,73 м. Общий напор равен произведению
количества ступеней на напор одной ступени:
H=N*h
(3.18)
где, h-напор одной
ступени
H=362*3,73
H=1350,26 м
H=1350 м.
Гидравлическая
мощность насоса равна:
Nг=Q*H*j (3.19)
102 *η
где, Q – подача
насосной установки;
H – напор насоса
j-относительный удельный вес жидкости
η-КПД насоса;
Q = 30 м3 /сут =3,5*10-4 м3
/с
Н = 1350 м
j=1900 кг/м3
η=0,43
Nг=3,5*10-4 *1350*1300
102*0,43
Nг =15 КВт
Мощность двигателя
должна быть:
Nд ≥ 1,05 Nг,
(3.20)
где Nд – мощность
двигателя;
Nг – гидравлическая
мощность насоса;
Nд = 1,05*15
Nд=15,8 КВт
По (1) подбираем двигатель, соответствующий условию
отраженному в формуле (3.20):
Двигатель ЭД 20-103
Мощность двигателя
Nд=20 КВт.
Момент, передаваемый на рабочее колесо:
Мр.к.=Nдв. (3.21)
Nz*n
где, Nдв. – мощность
подобранного двигателя;
Nz –
число рабочих колес, установленных в насосе;
n – число оборотов вала насоса;
Nz =362 ступени
n=2840 об/мин=47,33 об/сек
Мр.к. = 20*103
362*47,33
Мр.к.=1,17 Вт.
Расчет шпонки на смятие
производится по формуле (3.15):
σсм.= 2Мр.к.
D (h-t)*l
Мр.к.=1,17 Вт.
D=17мм=0,017 м
l=10мм=0,01 м
h=1,6мм=0,0016 м
t=0,8мм=0,0008 м
σсм=
2*1,17
0,017(0,0016-0,0008)*0,01
σсм.=17205881 Н/м2
σсм.=17,2 Мпа
Шпонка представляет
собой кружок твердый, вытянутый,
изготовленный из латуни марки П63. Сопротивление латуни этой марки разрыву:
σв=75-95 кгс/мм2
σв=750-950 МПа
Сопротивление смятию
находится в пределах ½
σв, запас прочности на смятие
нас удовлетворяет.
Проверочный расчет шлицевого соединения.
Шлицевое соединение проверяется на смятие
по формуле:
σсм.=Т (3.22)
0,75z
Асм*Rср.
где, Т – передаваемый вращаемый момент;
z - число шлицев;
Ам –
расчетная поверхность смятия;
Rср. – средний радиус шлицевого соединения.
Средний радиус шлицевого соединения определяется как:
Rср.=0,25 (D+d) (3.23)
где, d-диаметр впадин
шлицев, ;
D-максимальный диаметр шлицев;
D=0,017 м
d=0,0137 м
Rср.=0,25 (0,017+0,137)
Rср.=0,007675 м
Расчетная
поверхность смятия равна:
Асм.=(D-d-2ƒ)*l
(3.24)
2
где, ƒ-фаска на шлицах;
l-длина контактирующей поверхности шлицевого соединения;
ƒ=0,003 м
l=0,04 м
Асм.= (0,017-0,0137 – 2*0,0003)*0,04
2
Асм.=0,000042 м2
Т=Nдв (3.25)
n
где, Nдв.- мощность
двигателя;
n - число оборотов вала;
Nдв.=20 КВт=20000Вт
n=2840 об/мин=47,33 об/сек
Т=20000
47,33
Т=422,6 Н*м
σсм.= 422,6
0,75*6*0,000042**0,007675
σсм=291308000 Н/м
σсм=291,308 Мпа.
Вал насоса изготовлен из высоколегированной стали.
[σсм]вала=500-1100 МПа.
Следовательно, шлицевое соединение, рассчитанное нами
и проверенное на смятие удовлетворяет нашему насосу.
Расчет вала ЭЦН
Различают валы прямые,
коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение имеют прямые
валы. Коленчатые валы применяют в
поршневых машинах. Гибкие валы допускают передачу вращения
при больших перегибах. По конструкции различают валы и оси гладкие, фанонные
или ступенчатые, а так же сплошные и полые. Образование ступеней на валу связано с закреплением деталей или самого вала в
осевом направлении, а также с возможностью монтажа детали при подсадках с натягом. Полые валы изготавливают для уменьшения
массы или в тех случаях, когда через
вал пропускают другую деталь, подводят
масло и пр. Прямые валы изготавливают
преимущественно из углеродных и легированных сталей.
Валы рассчитывают на прочность.
Расчет вала на прочность.
Во время
работы вал насоса подвергается
воздействию крутящего момента,
осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки.
Радиальная нагрузка на вал вызывается насосным расположением валов секций насоса и
протектора и возможность неточного изготовления
шлицевого соединения.
Предварительно оценивают средний диаметр вала по
внутреннему диаметру шлицев d
концентрационных напряжений и изгиба
вала:
τкр=Mкр.max=Mкр.max
(3.26)
Wр=0,2*d3 вн.
где, dвн.=Мкр.max (3.27)
0,2*τкр
Максимальный крутящий
момент:
Мкрmax=Nmax
(3.28)
w
где, N max–
приводная мощность двигателя, 13 т;
w= π*n - угловая скорость, сек;
30
п-частота вращения электродвигателя,
об/мин.
Напряжение
на кручение определяем по пределу
текучести материала σт.
Допустимое
касательное напряжение при кручении
принимаем с коэффициентом запаса прочности η=1,5;
τ=[τ]= τт = σт (3.18)
η 2η
Для вала насоса ЭЦН берем сталь 40ХН с пределом
текучести τ=750 Мпа.
Насосное соединение валов и некомпенсированные зазоры
создают радиальную нагрузку в 60-130 кг.с, действующую на шлицевой конец вала
насоса.
Радиальная
нагрузка Р, находится по формуле:
Р1=K[3E*J*∆у]
(3.29)
C3
где, К – коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров
и равный
0,45-0,85;
Е –
модуль упругости материала вала, Па.
J – момент инерции вала, принимаемый с учетом тела втулки.
М;
∆у
– стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванная
неспособнос-
тью в
сочленении насоса и протектора, принимается
равным 25*10 м;
С –
расстояние от центра подшипника до
середины муфты, м;
Момент
инерции вала:
J=π*d4вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z (3.30)
64
где, а – ширина шлицы, м;
D – наружный диаметр шлицев, м;
z – число шлицев.
Радиальная
нагрузка на вал Р2, зависящая от неравномерной передачи крутящего момента шлицами малы и ею можно пренебречь.
Пять
работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где
Рокр.=2*Мкр.max (3.31)
dср.
где, D – средний
диаметр шлицев.
Р2=0,2*Рокр.
(3.32)
Изгибающий момент на шлицевом конце вала:
Мизгб.max=(Р1+Р2)*b
(3.33)
где, b-расстояние от середины муфты или от точки приложения силы Р
до проточки
под стопорное кольцо, м.
Мизг.max.=(Р1-Р2)*b.
Зная момент
изгиба и момент кручения, можно
определить напряжение изгиба и
кручения в опасном сечении вала (под
проточку на стопорное кольцо).
σизг.max=Мизг.max (3.34)
Wx
Wх=π*d4кр.
(3.35)
32*D
где, Wх- момент
сопротивления в месте проточки под
стопорное кольцо,
м;
dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное
кольцо, м;
σизгб.min=Мизг.min (3.36)
Wx
Напряжение
кручения
τкр.=Мкр.max
(3.37)
Wp
Wр=2*Wx – полярный момент сопротивления
вала в месте проточки под стопорное кольцо;
Эквивалентное
напряжение находим по четвертной
прочности:
σэкв.=√σ2изг.max+3τ2 (3.38)
По этой величине и пределу текучести материала вала
устанавливается запас прочности с
учетом статистических нагрузок:
п=σт≥1,3 (3.39)
σэкв
Исходные данные:
Приводная
мощность двигателя N = 2000Вт. Частота оборотов двигателя п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала
σ=750 МПа. Модуль упругости материала вала У=20*10 МПа. По данной методике
произведем расчет с цифровыми значениями:
Момент инерции вала:
J= π*d4вн.+
а (D-dвн) * (D +dвн)2*z
64
J= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 –
0,012)*(0,017+0,012) 2*6
64
J=2,3*10-10
м;
Нагрузка
создаваемая работающими шлицами:
Р2=0,2*Рокр.
Р2=0,2* Mкр.max
dср
Р2=0,2 * 2*67,28
0,0155
Р2= 1736,2584.
Максимальный изгибающий момент в месте проточки под
стопорное кольцо:
Мизг.max= (Р1+Р2)*b
Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035
Мизг.max=69,83 Н*м.
Минимальный
изгибающий момент в этом сечении:
Мизг.min=(Р1-Р2)*b
Мизг.min=(258,957-1736,258)*0,035
Мизг.min=51,74 Н*м;
Напряжение
изгиба в опасном сечении:
σизг.max=Мизг.max
Wx
где, W= π*d4кр
32*D
W=3,14*0,01574
32*0,017
W=3,51*10-7
м3;
Это мы нашли осевой момент сопротивления вала:
σизг.max.= 69,83
3,51*10-7
σизг.max
=198,945Мпа
Минимальное напряжение
изгиба
σизг.min.= 51,71
3,51*10-7
σизг.min.=
147,321 МПа
Напряжение
кручения:
τкр=Мкр.max
Wp
где, Wр=2*Wх
Wр=2*3,51*10-7
Wр=7,02*10-7 м
Это мы нашли полярный
момент сопротивления вала
τкр.= 67,28
7,02*10-7
τкр.=96,114 Мпа;
Эквивалентное напряжение:
σэкв=√σ2 изг.max + τкр2
σэкв=√198,9452+3*96,1142
σэкв.=259,409 Мпа;
Запас прочности по пределу текучести:
п= σт ≥
1,3
σэкв
п= 750
259,409
п=2,8;
Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40 ХН
диаметром 17 мм со шлицем и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает
заданные нагрузки с коэффициентом запаса прочности п=2,8, который удовлетворяет условию 2,8>[1,4].
Прочностной
расчет корпуса насоса
Корпусы
погружных центробежных насосов изготавливают из трубных заготовок точением или
из холодных комбинированных труб повышенной точности длиной 2100, 3600 и 5000
мм.
Корпус насоса будет рассчитываться в следующей последовательности.
1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса
насоса.
Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08
м
2.Определяем
предварительную затяжку пакета
ступеней с учетом коэффициента запаса
плотности верхнего стыка по формуле:
T=πКρgНrвн.[1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)]
(3.40)
где К – коэффициент запаса плотности стыка;
К=1,4
ρ -
плотность воды;
ρ=1000м/кг
g – ускорение свободного падения;
g = 9,8 м/с
H- максимальный напор насоса;
Н =1300 м
r - внутренний радиус расточки корпуса насоса;
r=0,04 м
Ек- модуль
упругости материала корпуса насоса;
Ек=0,1х10 6Мпа
Fк – площадь поперечного сечения
корпуса насоса;
Fк=1,62х10 -3 м 2
Ена-
модуль упругости материала направляющего
аппарата;
Ена=1,45х10 5МПа
Fна – площадь поперечного сечения
направляяющего
аппарата;
Fна=6,08х10-4
м2
Т=3,14х1,4х1000х9,81х1160х0,042 [1-2,1х106
х1,62[10-3 /2(2,1х106 х1,62х10-3 +1,45х105
х6,08х10-4 ) ]=48256Н
3.Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса
по выражению:
Q=Т+ρgНrвн 2 EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + πКρgНrвн (3.41)
где Т – предварительная
затяжка пакета ступеней, определенная по формуле
(3.40)
Т=48256Н
G – масса погружного агрегата;
G =20505 Н;
Hmax - максимальный
напор насоса;
Нmax =3500 м
Q = 268519Н
4.Вычисляем
осевое напряжение в опасных сечениях
корпуса по формуле
σ=Q/Fк
(3.42)
где Q – общее
усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по
выражению (3.41)
Q=268591 Н
Fк – площадь ослабленного сечения
корпуса по наружному диаметру
трубы;
Fк =1,24х10-3 м2
σz=268519/1,24х10-3=220МПа
5.Определяем тангенциальное напряжение
в опасных сечения, по выражению:
σ=pgHmaxrвн/S-MT/F’
(3.43)
где S – толщина
корпуса в опасном сечении;
S=0,009 м
M – коэффициент Пуассона;
M=0,28
σт=142 МПа
4.Охрана труда и техника безопасности
Основные мероприятия по
обеспечению безопасности условий труда операторов.
Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин – соблюдение трудовой и
производственной дисциплины всеми работающими на них.
Все работы связанные
с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в
соответствии с правилами безопасности и инструкциям
по охране труда для рабочих цехов
добычи нефти и ППД, а также следующими документами:
1. Правило безопасности в нефтяной
и газовой промышленности, утверждение Госгортехнадзором.
2. Правила технической эксплуатации электроустановок,
утвержденные Госэнергонадзором.
3. Правила техники безопасности при эксплуатации
электроустановок, утвержденные Госэнергодзором.
4. Правила устройства электроустановок, утвержденные
Госэнергонадзором.
5. Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, утвержденное ОКБ
БН.
На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет,
годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших
инструктаж по технике безопасности.
Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на
бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, а в труднодоступных местностях – на вездеходах. Продолжительность рабочего
времени установлена трудовым законодательством
и не должна превышать 41 час в неделю.
Рабочие должны обеспечиваться
необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето – роба х/б, сапоги,
головной убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых;
зимой – шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы).
На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с
имеющимися в наличии аптечкой,
бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для
отдыха.
При работе в темное время
суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве
осветительных приборов применяются фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10
лк (СНиП I – 4-79).
Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к
скважины.
Содержание нефтяных
паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК (углеводороды
предельно С-С10 в пересчете на С – 300 мг/м3, ГОСТ
12.1.005-76). Во время ремонта
скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефтяных
паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью
соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны
проводиться в соответствующих
противогазах.
К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его
обслуживанию допускается
электротехнический персонал, знающий схемы применяемые
станций управления, трансформаторов,
подстанций погружных насосов (КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший
производственное обучение и стажировку на рабочем место, а также проверку
знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности.
Для
измерения буферного давления и давления
в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть
установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами.
Конструкция
устьевого оборудования должна
обеспечить возможность снижения
давления в затрубном пространстве, а
так же закачку жидкости для глушения скважины.
Наземное оборудование УЭЦН должно быть установлено в
специальной будке или на открытой местности на расстоянии
не менее 20 м от устья скважины.
При установке наземного оборудования в будке станция
управления должна быть расположена
так, чтобы при открытых дверцах обеспечивался
свободный выход из будки.
При установке электрооборудования
на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак
«Осторожно! Электрическое напряжение!».
Намотка и размотка кабеля
на барабан кабеленаматывателя должна
быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабеля
вручную, а также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещается.
Все
открытые движущиеся части механизмов
кабеленаматывателя могущие служить
причиной травмирования должны иметь
ограждения.
Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде рядом с действующими кабелями,
находящимися
под напряжением, а также перекладка
кабелей допускается в случае
необходимости при выполнении следующих условий:
-
Работу должны
выполнять рабочие, имеющие опыт прокладки
кабелей, по наряду-допуску (распоряжению электротехнического персонала ЦБПО НПО под
руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напряжении
выше 1000 В.
-
Работать следует
в диэликтрических перчатках, поверх которых для
защиты от механияческих поверждений
одеваются брезентовые рукавицы.
Санитраные нормы действия тока на
организм, устанавливает ГОСТ 12.1.000-76.
Таким образом в данном разделе разработаны основные
мероприятия
, которые обеспечат безопасные условия
работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.
Список
литературы
1. Бухаленко Б.И. Справочник по нефтепромысловому
оборудованию М., Недра, 1983 г., 390 с.
2. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1987 г., 265 с.
3. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.П. Монтаж, обслуживание и
ремонт нефтепромыслового оборудования.М.,
Недра, 1985 г., 390 с.
4. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 272 с.
5.
Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудова-
ния М., Недра, 1987 г., 280 с.
Министерство образования
и науки Республики Казахстан
Актобенский Университет «Дуние»
Кафедра «нефтегазовогодело»