Установка электроцентробежного насоса
Министерство образования и науки Республики Казахстан
ктобенский ниверситет Дуние
Кафедра нефтегазовогодело
Курсова я работа
По дисциплине: Разработка нефт я ных месторождений
На тему: становка электроцентробежного насоса
Выполнил студент:а РЭНГМ 02-2 Пауеден Куандык
Проверил: Калмыков В.М.
ктобе 2006г
Содержание
1.Введени1стр.
2.Геологи я месторождени я Кенки я к..3стр.
3.Техническа я часть...Е9стр.
4.Охрана труда и техника безопасности
5.Список литературы
6.Приложени я
1. ВВЕДЕНИЕ
УЭЦН предназначены дл я откачки пластовой жидкости из нефт я ных скважин и используетс я дл я форсировани я отбора жидкости. становки относ я тс я к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.
Климатические исполнение погружного оборудовани я - 5, наземного электрооборудовани я - I ГОСТ 15150-69.
Дл я надежной работы насоса требуетс я его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины посто я нно мен я ютс я параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбора жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делаетс я упор на более надежное оборудование, дл я увеличени я межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добитьс я , примен я я центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.
Установку УЭЦН можно примен я ть при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо-активные элементы.
Установки погружных центробежных насосов предназначены дл я откачки из нефт я ных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихс я в откачиваемой жидкости, насосы становок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентраци я мехпримесей превышает допустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, силиваетс я вибраци я , попадание воды в ПЭД по торцевым плотнени я м, происходит перегрев двигател я , что приводит к отказу работы УЭЦН.
Условное обозначение становок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У - установка, 2 Цвтора я модификаци я , Э - с приводом от погружного электродвигател я , - - центробежный, Н - насос, К - повышенный коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнени я , 6 - группы насосов, 180, 350 - подача мсут, 1200, 1100 - напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, примен я ют ЭЦН различных групп - 5,5, 6. становка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. становки группы 5 с поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подраздел я ют на три словные группы - 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5 - 103 мм, группы 6 - 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении№1 а
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 приводилс я в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начина я 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 Азинмашеа 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 организаци я ведет все работы по скважинным бесштанговым насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др.
Нефтегазодобывающа я промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах дл я отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный дл я 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 становки 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 становку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаютс я только станци я правлени я и трансформатор, не требующие посто я нного хода.
Монтаж оборудовани я ЭЦН прост, так как станци я правлени я и трансформатор не нуждаютс я в стройстве фундаментов. Эти два зла становки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.
2. Геологи я месторождени я Кенки я к
Месторождение Кенки я к в административном отношении относитс я к Темирскому району Актюбинской области. Ближайшим населенным пунктом я вл я етс я поселок Кенки я к, расположенный к северо-востоку от месторождени я , где находитс я НГДУ (нефтегазодобывающее правление). В 100 км от площади проходит железная дорога Москва - Средн я я Ази я . Ближайшее разрабатываемое нефт я ное месторождение Жанажол расположено в 45 км юго-восточнее.
Областной центр - г. Актобе находится в 220 км к северу от месторождения Кенки я к и св я зан с нефтепромыслами Кенки я к и Жанажол шоссейной дорогой с асфальтовым покрытием.
Месторождение Кенки я к расположено в восточной прибортовой части Прикаспийской впадины. В орографическом отношении месторождение находитс я в пределах Предуральского плато и представл я ет собой слабовсхолмленную равнину. Абсолютные отметки рельефа измен я ютс я в пределах плюс 180 - 220м. Минимальные отметки рельефа приурочены к долине реки Темир. Река Темир пересекает площадь месторождени я в юго-восточном направлении и я вл я етс я основным источником воды. Вода из реки Темир характеризуетс я высокой минерализацией и используетс я только дл я технических целей, дл я бытового использовани я воду берут из водозаборных скважин.
Климат района резкоконтинентальный с жарким летом и холодной зимой. Колебани я температуры воздуха в зависимости от сезона составл я ют от минус 45 до плюс 40
Сильные ветры восточного и юго-восточного направлени я летом часто вызывают суховеи, ураганные бури, зимой снежные бураны, нередко перемешанные с песком. Средн я я скорость ветров составл я ет 5-6 м/с.
Растительный покров района бедный. Заросли кустарника и джиды встречаютс я в долине реки Темир и в глубоких балках. Трав я ной покров, представленный ковылем, полынью и различными злаками обилен весной, к лету он выгорает.
Непосредственно на территории месторождени я имеют распространение такие строительные материалы как песок, глина, суглинки.
1. Геологическа я характеристика нефт я ных залежей
1.1 Подсолевые отложени я месторождени я Кенки я к образуют два продуктивных
горизонта: нижнепермский и каменноугольный. Нижнепермска я нефт я на я залежь я вл я етс я
литологически экранированнойа (линзовидные), не имеет единого ВНК, каменноугольна я залежь - единой массивной, с ВНК на отметке минус
4230м.
Утвержденные остаточные геологические запасы нефти нижнепермской залежи (на дату подсчета)
по категории С1 составл я ют 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 акаменноугольной залежи (КТ-П) составл я ют 77163 тыс.т, извлекаемые запасы по категории С2 <- 23139 тыс.т.
Всего извлекаемых запасов подсолевых залежей по категории С1 а<- 28467 тыс.т, за вычетом добычи нефти на дату утверждени я запасов (173 тыс.т).
Суммарные геологические запасы нефти (С1 <+ С2) по всей подсолевой части месторождени я составл я ют 152174 тыс.т, из них запасы нефти (С1) - 76 тыс.т, за вычетом добычи на дату утверждени я запасов (ГКЗ Р, Протокол №25 от 23.10.1991г.).
1.2а По конфигурации структур подсолевых отложений представл я етс я а структурныма лносом, са глом анаклона к северо-западу. Покровле пласта КТ-П структур разбит нарушени я ми и состоит из нескольких куполов.Покровле нижнепермского горизонта данна я структура менее разбита нарушени я ми.
1.3 словием осадконакоплени я карбонатных пород-коллекторов каменноугольных отложений
я вл я етс я мелководна я морска я областькарбонатной платформы. В фациальном отношении данные породы-коллектора принадлежат к фациикраевойа платформеннойа части открытого мор я
и ее склона. А породы-коллектора нижнепермских отложений относ я тс я к подводной дельте(конусувыносаобломочных
материалов) в переходных слови я х осадконакоплени я ,
от континентального к морскому, дельта имеет веерообразную форму.
1.4 По алитологическому составу породы-коллектор каменноугольных отложений в основном состо я т из детритовых известн я ков.Тип коллекторов порово-кавернозный, порова я текстура в основном микроканальна я , ее максимальныйрадиус менее 1 мкм, данные коллектора более или менее неоднородные. По разрезу
коллектор 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 относ я тс я 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, в я зкость нефти-11,9 мПа-с (20
1.6 Залежи подсолевой части месторождени я Кенки я к относ я тс я к залежам с аномально-высоким давлением, их нефть - слабо летуча я . Коэффициент аномальности давлени я (отношение пластового давлени я к гидродинамическому на одной глубине) дл я каменноугольной залежи - 1,84, дл я нижнепермской - 1,79. Разница между пластовым давлением и давлением насыщени я больша я , соответственно 47,5 и 45,3 Па. 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 Па, и варианта 3 <-закачка воды при пластовом давлении 45а Па. Геолого-физические слови я залегани я и гидродинамические характеристики нижнепермской залежи не позвол я ют примен я ть систему поддержани я пластового давлени я , поэтому разработка даннойа залежи будета поа варианту 1. Н каменноугольнойа залежи проектируетс я создание трех опытных частков: одна семиточечна я (участок №2) и две дев я титочечные (участки №1 и №3), где планируетс я проведение опытных работ закачки воды согласно варианту 2.
2.2 По всем вариантам разработки залежей проектируетс я размещение скважин с сеткой 900х900м. За период ОПР планируетс я ввод 43 скважины, из которых 24 (Вт.ч. 15 наклонно-направленных и 9 вертикальных) на карбонатные и 19 (вертикальные) на нижнепермские залежи.
анализ результатов опробовани я скважин и гидродинамического моделировани я позволили определить рациональный дебит нефти на начальной стадии разработки дл я вертикальных скважин - 150 т/сут, дл я наклонно- направленных скважин - 250 т/сут на залежи карбона. Проектный уровень дебита нефти нижнепермской залежи дл я вертикальных скважин - 75 т/сут.
Среднее начальное пластовое давление в карбонатных отложени я х составл я ет 80 Па, среднее давление насыщени я 32,52 Па, поэтому средн я я разность между пластовым давлением и давлением насыщени я составл я ет 47,48 Па. Снижение давлени я ниже значени я давлени я насыщени я не будет заметно худшать проницаемость пластов и свойств нефти (дегазирование нефти происходит только в призабойной зоне пластов), так как подсолева я залежь характеризуетс я весьма низкой проницаемостью, есть возможность увеличивать депрессию. учитыва я вышесказанное и требовани я о допустимых депрессий в скважинах рациональна я депресси я составл я ет 48 Па.
Среднее начальное пластовое давление в пермских отложени я х составл я ет 73,37 Па, среднее давление насыщени я 28,12 Па, поэтому средн я я разность между пластовым давлением и давлением насыщени я составл я ет 45,25 Па. Во избежание дегазировани я , садки нефти и вли я ни я на конечный коэффициент извлечени я нефти (КИН) первоначально определено, что рациональна я депресси я должна быть примерно равной разности между начальным пластовым давлением и давлением насыщени я , то есть 45 Па.
2.3 Технологические показатели эксплуатации добывающих и нагнетательных
скважин дл я
всех вариантов были прин я ты одинаковыми.
Коэффициент эксплуатации-0,9а (330а дней). При выбореа режима работы скважина учитывалось,
что величина текущего забойного давлени я
добывающих скважин должна быть не ниже значени я -80%
давлени я
насыщени я нефти газом, что позвол я ет добывать максимальный объем нефти при отсутствии негативного вли я ни я на пласты и полном использование естественной энергией. Граничным значением забойного давлени я в добывающих скважинах я вл я ютс я 26,02 МП дл я карбон и 22,4МП дл я перми.
Забойное давление нагнетательных скважин не должно достигать и превышать давление гидроразрыва пласта.
Исход я из этого дл я нагнетательных скважин максимальное забойное давление-7Па.
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 (включа я врем я пробной эксплуатации) подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1240 тыс.т (КИН 3,6%), карбонатных - 7910 тыс.т (КИН 10,3%).
2.4а Конструкци я вертикальных скважин имеет 2 вариант заканчивани я : Цементирование перфорированием (рекомендованный вариант), и открытый ствол (экспериментальный вариант).
В первом варианте конструкци я скважин следующа я : долото диаметром ,5 мм для первого забуривани я , в зоне с маломощным сол я ным куполом спущен кондуктор диаметром 339,7 мм до глубины около 750м (50-100м входа в верхнепермский горизонт), в зоне с мощным соля ным куполом спущен до глинистой пачки кровли кунгурского я руса (глубина около 750м); долото диаметром 311,2 мм для второго забуривани я до плотной глинистой пачки подошвы кунгурского я руса нижнепермского отдела (20-Ом выше границы подошвы кунгурского я руса, глубина около 3800м) и спускаетс я техническа я колонна диаметром 244,5 мм, подъем цемента до стья скважины; долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривани я до проектной глубины (глубина около 4500м) и спускаетс я 168,3 мм эксплуатационная колонна, подъем цемента до 200м выше границы кровли соли кунгурского я руса (в зоне с маломощным сол я ным куполом подъем на глубину 3100м, в зоне с мощным сол я ным куполом подъем цемента до 500м). Во втором варианте конструкци я скважин следующа я : долото диаметром 215,9 мм для третьего забуривани я до глубины 4350м, спущены нефт я ные хвостовики диаметром 177,8 мм, долото диаметром 149,2 мм для четвертого забуривани я до 4450м проектной глубины и заканчивать скважину открытым стволом. Дл я наклонно-направленных скважин выбран более простой 4-х интервальный профиль ствола лвертикальный - набор гла наклонени я - набор гла наклонени я - поддержание наклонени я , кривизна контролируетс я в пределах 3
2.5 Буровые растворы:
Дл я ствола диаметром ,5 мм применя етс я буровой раствор двух-ионных полимеров, дл я 311,2 мм ствола в зоне маломощных соля ных куполов примен я ютс я растворы КС1 двух-ионных полисульфатов+насыщенные соленые воды двух-ионных полисульфатов, в зоне мощных сол я ных куполов примен я ютс я растворы силико-калиевых двух-ионных полисульфатных насыщенных соленых вод с нефтью, дл я 215,9 мм ствола применя етс я раствор калиевых полисульфатов с функцией экранирующей изол я ции дл я бурени я и заканчивани я скважин.
2.6а Насто я щим проектом рекомендуетс я фонтанный способ эксплуатации скважин. По результатам расчета зависимости дебита жидкости от диаметра труб дл я ее подъема на поверхность следует применить НКТ.
Дл я скважин каменноугольной залежи:
Вариант 1: насосно-компрессорные трубы тип 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. -а 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. стье скважин рекомендуется оборудовать фонтанной арматурой антикоррозионного исполнени я рассчитанную на давление 70 Па, дл я скважин в которых планируетс я проведение ГТМ <- 105 Па.
Коррози я на данном месторождении относитс я к средней коррозии и следует примен я ть антикоррозионные меропри я ти я по защите скважинного оборудовани я .
2.7 Подготовку продукции скважин подсолевых залежей месторождени я Кенки я к необходимо осуществл я ть 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 рекомендуетс я перекачивать н ЖГПЗ, где будет производитьс я обезвоживание, обессеривание и стабилизаци я ; при отсутствии серы и после отделени я жидкости, газ нижнепермских залежей необходимо использовать в качестве горючего при применении вторичного метода повышени я нефтеотдачи (закачк пара) н надсолевых залежах месторождени я Кенки я к, нефть при содержании серы до 0,6% и воды до 0,5% перекачивать с помощью насоса в систему перекачки среднего давлени я или на головную станцию сбора и транспорта нефти месторождени я Кенки я к (надсолевой и подсолевой).
Станци я перекачки будет рассчитана на системы среднего и низкого давлени я . Нефть и газ залежи карбона будет поддаватьс я в систему перекачки среднего давлени я дл я дальнейшей транспортировки в становки сепарации. Нефть и газ пермских отложений будет поддаватьс я в систему перекачки низкого давлени я , где будет происходить первична я нефтегазова я сепараци я . Объем транспорта нефти и газа: обводненной нефти <- 1,5 млн. т/год, газа - 1500 тыс. м3/сут.
Предусмотрен монтаж нефтепроводов прот я женностью 11,5 км (Ø325*12) между станцией перекачки среднего давления подсолевых залежей и головной станцией транспорта месторождени я Кенки я к. Предусмотрен монтаж нефтегазопровода, прот я женностью 55 км (Ø5О*15) между станцией перекачки среднего давлени я подсолевых залежей и ЖГПЗ. Пропускна я способность трубопровода дл я нефти составл я ет 1,5 млн. т/год, газа - 1500 тыс. м /сут.
3. Техническа я часть
3.1 Состав и комплектность УЭЦН
Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигател я с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабел я с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудовани я сть я скважины и наземного электрооборудовани я : трансформатора и станции правлени я (комплектного стройства) (см. приложение№1.). Трансформаторна я подстанци я преобразует напр я жение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигател я а с четом потерь напр я жени я в кабеле. Станци я управлени я обеспечивает правление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состо я щий из насоса и электродвигател я с гидрозащитой и компенсатора, опускаетс я в скважину по НКТ. Кабельна я лини я обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепитс я к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секци я ми насоса устанавливаютс я обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ (см. приложение№2.)
Оборудование сть я скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабел я , а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.
Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличаетс я по принципу действи я от обычных центробежный насосов.
Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направл я ющих аппаратов. Выпускаемые дл я нефт я ной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.
Секции насоса, св я занные фланцевыми соединени я ми, представл я ют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определ я етс я числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определ я етс я основными параметрами насоса. - подачей и напором. Подача и напор ступеней завис я т от поперечного сечени я и конструкции проточной части (лопаток), также от частоты вращени я . В корпусе секций насоса вставл я етс я пакет ступеней представл я ющих собой собрание на валу рабочих колес и направл я ющих аппаратов.
Рабочие колеса станавливаютс я на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещатьс я в осевом направлении. Направл я ющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппел я , расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверсти я ми и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.
Верхний конец вала насоса вращаетс я в подшипниках сальника и заканчиваетс я специальной п я ткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усили я в насосе воспринимаютс я подшипниками скольжени я , устанавливаемыми в основании ниппел я и на валу насоса.
В верхней части насоса находитс я ловильна я головка, в которой устанавливаетс я обратный клапан и к которой крепитс я НКТ.
Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнени я х ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение - В, категори я размещени я Ц 5 по ГОСТ 15150 - 69. В основании электродвигател я предусмотрены клапан дл я закачки масла и его слива, также фильтр дл я очистки масла от механических примесей.
Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена дл я предохранени я внутренней полости электродвигател я от попадани я пластовой жидкости, также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода.
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми плотнени я ми вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.
Кабель трехжильный с полиэтиленовой изол я цией, бронированный. Кабельна я лини я , т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен длинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Кажда я жила кабел я имеет слой изол я ции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабел я ложены параллельно в р я д, круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет нифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового плотнени я , к токопровод я щим жилам прикреплены наконечники.
Конструкци я 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 конструкци я становок УЭЦН.
При большом газовом факторе примен я ют насосные модули - газосепараторы, предназначенные дл я уменьшени я объемного содержани я свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение <- В, категори я размещени я - 5 по ГОСТ 15150-69.
Модули могут быть поставлены в двух исполнени я х:
Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, МНГ6 - обычного исполнени я ;
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а - повышенной коррозионной стойкости.
Модули насосные станавливаютс я между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соедин я ютс я между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигател я и протектора имеют на концах шлицы и соедин я ютс я шлицевыми муфтами.
Комплектующие подъемы и оборудование становок 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 исполнени я типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигател я ограничен, при больших мощност я х двигатель имеет большую длину, в некоторых случа я х выполнени я секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы - его герметичность (см. приложение№3).
ПЭД заполн я етс я специальным малов я зким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как дл я охлаждени я , так и дл я смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основани я . Корпус статора изготавливаетс я из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба дл я подсоединени я головки и основани я двигател я . Магнитопровод статора собираетс я из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаютс я обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, прот я жной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
ктивна я часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающеес я магнитное поле, а немагнитна я часть служит опорами дл я промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изол я цией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые вход я т наконечники кабел я . Выводные концы обмотки соедин я ют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигател я может быть и ножевого типа. Ротор двигател я короткозамкнутый, многосекционный. В его состав вход я т вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжени я ). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираютс я на вал, череду я сь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на валу зат я нуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит дл я принудительной циркул я ции масла дл я выравнивани я температуры двигател я на длине статора. Дл я обеспечени я циркул я ции масла на погружной поверхности магнитопровода имеютс я продольные пазы. Масло циркул я цией через эти пазы, фильтра в нижней части двигател я , где оно очищаетс я , и через отверстие в валу. В головке двигател я расположены п я та и подшипник. Переводник в нижней части двигател я служит дл я размещени я фильтра, перепускного клапана и клапана дл я закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнени я состоит из верхней и нижней секций. Кажда я секци я имеет такие же основные злы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении 2.
3.3 Основные технические данные кабел я
Подвод электроэнергии к электродвигателю становки погружного насоса осуществл я етс я через кабельную линию, состо я щую из питающего кабел я и муфты кабельного ввода дл я сочленени я с электродвигателем.
В зависимости от назначени я в кабельную линию могут входить:
Кабель марок КПБК или КППБПС - в качестве основного кабел я .
Кабель марки КПБП (плоский)
Муфта кабельного ввода кругла я или плоска я .
Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два сло я полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, также подушки и брони.
Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состо я т из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и ложенных в одной плоскости, так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.
Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состо я т из медных одно-,многопроволочных жил, изолированных в два сло я полиэтилена высокого давлени я и уложенных в одной плоскости.
Кабель марки КПБК имеет:
Рабочее напр я жение В - 3300
Допустимое давление пластовой жидкости, Па - 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т - 180
Кабель марки КПБП имеет:
Рабочее напр я жение, В - 2500
Допустимое давление пластовой жидкости, Па - 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 становок.
становки погружных центробежных насосов предназначены дл я откачивани я нефт я ных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и механической примеси.
Установки выпускаютс я двух видов - модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости. Перекачиваема я среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели:
- пластова я дикость - смесь нефти, попутной воды и нефт я ного газа;
- максимальна я кинематическа я в я зкость пластовой жидкости 1 ммс;
- водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;
- содержание мехпримесей дл я обычного и коррозионостойкого не более 0,1 гл, износостойкого не более 0.5 гл;
- содержание сероводорода дл я обычного и износостойкого не более 0,01 гл; корозионостойкого до 1.25 гл;
- максимальное содержание полученной воды 99%;
- свободного газа на приеме до 25%, дл я становок с модул я ми - сепараторами до 55%;
- максимальна я температура добываемой продукции до 9С.
В зависимости от поперечных размеров примен я емых в комплекте становок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных линий становки словно дел я тс я 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, кабел я в сборе, наземного электрооборудовани я - трансформаторной комилентной подстанции. Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигател я с гидрозащитой, спускаетс я в скважину на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.
Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изол я цией, бронированный.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соедин я ютс я между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигател я и протектора имеют на концах шлицы и соедин я ютс я шлицевыми муфтами.
3.5 Погружной центробежный насос.
Погружной центробежный насос по принципу действи я не отличаетс я от обычных центробежных насосов, примен я емых дл я перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направл я ющих аппаратов. Рабочие колеса и направл я ющие аппараты насосов обычного исполнени я 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 модул я , модул я - секции. Модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модул я с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модул я , двигателем или сепаратором) плотн я ютс я резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модул я -секции с валом входного модул я , вала входного модул я с валом гидрозащиты двигател я осуществл я етс я шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов нифицированы по длине.
Модуль-секци я состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направл я ющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основани я , двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены дл я защиты плоского кабел я с муфтой от механических повреждений.
Входной модуль состоит из основани я с отверсти я ми дл я прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной дл я соединени я вала модул я с валом гидрозащиты.
Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеетс я внутренн я я коническа я резьба дл я подсоединени я обратного клапана, с другой стороны - фланец дл я подсоединени я к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.
В верхней части насоса имеетс я ловильна я головка.
Отечественной промышленностью выпускаютс я насосы с подачей (м/сут):
Модульные Ц 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1.1250.
Немодульные Ц 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1.
Следующих напоров (м)а <- 700, 800, 900, 1, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.
3.6 Погружные электродвигатели
Погружные электродвигатели состо я т из электродвигател я и гидрозащиты.
Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, нифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнени я х, климатического исполнени я В, категории размещени я 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используютс я в качестве привода погружных центробежных насосов.
Двигатели предназначены дл я работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорци я х) с температурой до 110 С содержащей:
- мехпримесей не более 0.5 г/л;
- свободного газа не более 50%;
- сероводорода дл я нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л;
Гидрозащитное давление в зоне работы двигател я не более 20 Па. Электродвигатели заполн я ютс я маслом с пробивным напр я жением не менее 30 КВ. Предельна я а длительно допускаема я температура обмотки статора электродвигател я (дл я двигател я 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 Вт) и протектора. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.
3.7 Гидрозащита электродвигател я .
Гидрозащита предназначена дл я предотвращени я проникновени я пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигател я , компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигател я и передачи крут я щего момента от вала электродвигател я к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты дл я комплектации ПЭД прин я та гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применени я 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 компенсируетс я перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого
типа примен я ютс я 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 вращени я вала и диаметр обсадной колонны скважины дл я работы в которой предназначен насос. (1)
Подача, Q - 30 мсут.
Напор, H - 1300 м.
Частота вращени я
вала, Внутренний диаметр корпуса насоса, d - 82 мм. Внутренний диаметр корпуса ступени, d - 76,5 мм. После того, как становлен внутренний диаметр ступени,
можно приступать непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и других размеров. Дл я этого необходимо выполнить следующее: ) Определить наибольший внешний диаметр рабочего колеса D D2 где, S - радиальный зазор между внутренней стеной корпуса ступени D вн. и наибольшим диаметром рабочего колеса D Этот зазор выбираем в пределах S<=2-3 мм б) Определим приведенную подачу рассчитываемой ступени: Qприв.=2800( 90 )3а Q, (3.2)
где, 2800 - приведенна я скорость вращени я единичного насоса в обмин. 90 - наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного
насоса в мм. - число оборотов вала, обмин. Q - рассчитываема я
подача, с. в) Определ я ем диаметр втулки при входе в рабочее колесо: Dвт.=Кdвт*D2 где, K d вт - коэффициент, соответствующий полученному значению Q прив, 0,31. После определени я
диаметра втулки необходимо проверить возможность размещени я вала насоса. При этом должно быть соблюдено словие: D = d + 2 δ вт., где, D вт - диаметр втулки, мм; D в - диаметр вала насоса, мм; δвт. - толщина ступени втулки (дл я
погружных центробежных насосов с диаметром корпуса 92-150, можно прин я ть Sвт=2-4 мм); г) Определ я ем наибольший диаметр входных кромок лопастей D1 D1 KD1 где, КD1 в) Определ я ем диаметр входа D в рабочее колесо: D0=КD0*D1 К - коэффициент диаметра входа в рабочее колесо дл я данного Qприв, 0,96; D2
0,78590
(3.6) где, Fприв - приведенна я площадь без лопаточного кольца между стенкой корпуса ступени Dвн.ст. и ободом верхнего диска рабочего колеса D2 ж) Определ я ем наименьший диаметр входных кромок лопастей D1 D1
KD1 где, KDmin - коэффициент определ я емый дл я Qприв. з) Определ я ем высоту канала
в=К где, К и) Определ я ем высоту канала К к) Напор ступени определ я ют по коэффициенту окружной скорости К Kv2окр.=V2окр. 60√2 где, V2окр. - окружна я скорость на диаметре D2 К
60√2 где, K D2ср. - внешний диаметр рабочего колеса, мм; п - число оборотов вала, об/мин; g - ускорение свободного падени я , м/с; л) Определ я ем коэффициент быстроходности ступени; м) Определ я ем конструктивные глы β1 и β2 от быстроходности ступени. Расчет колеса: ) D2 В2 D<=72,5 мм; б)Qприв = 2800а (90
а)3 *Q;
Qприв =а 2800а (
90а )3 * 0,347;
3 72,5 Qприв=0,6196 с; в) d вт.=Кdвт*D2 dвт=0,31*72,5 dвт=22,475 мм; dвт=dв + 2δвт. dвт=17+2*2/5 dвт= 22 мм; г)D1 KD1 D1
2,3 D<=31,52 мм; д) D0=К0*D1 D0=0,96*31,52; D0=30,26 мм; 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 2,2а D1min=32,95 мм; з) b2=К и) b1=К к) Н=(πDср.* Н)2 * 1а
60*КН2 2 Н=(3,14*0,0725*3)
* 1
60*1,33 2*9,81 Н=3,73 м; л) Hs<=60; м) β1=27; β2=53; Расчет направл я ющего аппарата. Осевой направл я ющий аппарат ступени погружного центробежного насоса рассчитывают следующим образом: ) Определ я ем приведенную подачу и по ней определим приведенную, затем действительную высоту рассчитываемой ступени: lприв=22; 90 б) Определ я ем высоту междулопаточных каналов:
D2 где, b3пр.=
90 в) Находим диаметр диафрагмы D направл я ющего аппарата: FФприв.=0,7859(D2вн.ст.-D2)*(90)2 (3.14) D2 где, FФприв-приведенна я площадь кольца внутренней стенкой корпус D3=√D2 вн.ст. - FТприв. * (D2 0,785 90 Расчет направл я ющего аппарата: ) 90 90 б) 90 90 0,785 90а
0,785 90 D3=72,04 мм; КПД ступени
0,38 Проверочный расчет шпоночного соединени я . Шпоночное соединение провер я етс я по боковым гран я м шпонки под действием окружного сили я ,
передаваемого рабочему колесу:
σ=2Mр.к.D( где, Мр.к. - момент передаваемый рабочему колесу. D - диаметр вала; Момент,
передаваемый рабочему колесу определ я етс я из мощности передаваемой двигателем насосу.
Мощность двигател я выбирают по основным параметрам насоса. К основным параметрам относ я тс я подача, напор, КПД. Дл я
определени я напора необходимо определить количество ступеней наход я щихс я в насосе. Количество ступеней можно определить следующим образом. Существует 5 видов секций отличающихс я
длиной, в зависимости от длины в каждой секции располагаютс я различное число ступеней. Дл я
расчета возьмем следующий насоса: ЭЦН М-5-50-1300 состо я щий из 2-х секций № 2 и № 5, в некоторых расположено 264 ступени, в секции № 2
расположено 73 ступени, в секции № 5 расположено 192 ступени. Длина одной ступени ЭЦН 50 - 24 мм. Ступени насоса в секци я х располагаютс я в пределах:
L<= где, 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 секци я х расположитс я :
где, lp - длина одной ступени ЭЦН - 30. 17,5 Значит в секции № 2 расположитс я 99 ступеней,
а в секции № 5 расположитс я 263
ступени. Напор одной ступени равен 3,73 м. Общий напор равен произведению количества ступеней на напор одной ступени:
H<=N* где, H<=362*3,73 H<=1350,26 м H<=1350 м. Гидравлическа я
мощность насоса равна: Nг=Q*H*
102 *η где, Q - подача насосной становки; H - напор насоса 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 Вт Мощность двигател я
должна быть: Nд ≥ 1,05 Nг,
(3.20) где Nд - мощность двигател я ; Nг - гидравлическа я
мощность насоса; Nд = 1,05*15 Nд=15,8 Вт По (1) подбираем двигатель, соответствующий словию отраженному в формуле (3.20): Двигатель ЭД 20-103 Мощность двигател я
Nд=20 Вт. Момент, передаваемый на рабочее колесо: Мр.к.=Nдв. (3.21)
Nz* где, Nдв. - мощность подобранного двигател я ; Nz - число рабочих колес, становленных в насосе; Nz =362 ступени Мр.к. = 20*103 362*47,33 Мр.к.=1,17 Вт. Расчет шпонки на см я тие производитс я по формуле (3.15): σсм.= Мр.к. D ( Мр.к.=1,17 Вт. D<=17мм=0,017 м l<=10мм=0,01 м h<=1,6мм=0,0016 м t<=0,8мм=0,8 м σсм=
2*1,17
0,017(0,0016-0,8)*0,01 σсм.=17205881 Н/м2 σсм.=17,2 Мпа Шпонка представл я ет собой кружок твердый, выт я нутый,
изготовленный из латуни марки П63. Сопротивление латуни этой марки разрыву: σв=75-95 кгс/мм2 σв=750-950 Па Сопротивление см я тию находитс я в пределах ½
σв, запас прочности на см я тие нас довлетвор я ет. Проверочный расчет шлицевого соединени я . Шлицевое соединение провер я етс я на см я тие по формуле:
σсм.=Т (3.22)
0,75 где, Т - передаваемый вращаемый момент; z - число шлицев; м - расчетна я поверхность см я ти я ; Rср. - средний радиус шлицевого соединени я . Средний радиус шлицевого соединени я определ я етс я 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 Расчетна я
поверхность см я ти я равна: см.=(D<-d<-2ƒ)*
2 где, ƒ-фаска на шлицах; ƒ=0,003 м l<=0,04 м см.= (0,017-0,0137 - 2*0,3)*0,04 2 см.=0,42 м2
Т=Nдв (3.25)
где, Nдв.- мощность двигател я ; Nдв.=20 Вт=Вт n<=2840 об/мин=47,33 об/сек Т=2 47,33 Т=422,6 Н*м σсм.= 422,6
0,75*6*0,42**0,007675 σсм=291308 Н/м σсм=291,308 Мпа. Вал насоса изготовлен из высоколегированной стали. [σсм]вала=500-1100 Па. Следовательно, шлицевое соединение, рассчитанное нами и проверенное на см я тие довлетвор я ет нашему насосу. Расчет вала ЭЦН Различают валы пр я мые,
коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение имеют пр я мые валы. Коленчатые валы примен я ют в поршневых машинах. Гибкие валы допускают передачу вращени я
при больших перегибах. По конструкции различают валы и оси гладкие, фанонные или ступенчатые, так же сплошные и полые. Образование ступеней на валу св я зано с закреплением деталей или самого вала в осевом направлении, также с возможностью монтажа детали при подсадках с нат я гом. Полые валы изготавливают дл я уменьшени я
массы или в тех случа я х, когда через вал пропускают другую деталь, подвод я т масло и пр. Пр я мые валы изготавливают преимущественно из глеродных и легированных сталей. Валы рассчитывают на прочность. Расчет вала на прочность. Во врем я
работы вал насоса подвергаетс я
воздействию крут я щего момента,
осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки.
Радиальна я нагрузка на вал вызываетс я насосным расположением валов секций насоса и протектора и возможность неточного изготовлени я
шлицевого соединени я . Предварительно оценивают средний диаметр вала по внутреннему диаметру шлицев d концентрационных напр я жений и изгиба вала: τкр=Mкр.
Wр=0,2*d3 вн.
0,2*τкр Максимальный крут я щий момент: Мкр где, N
30 п-частота вращени я электродвигател я ,
об/мин. Напр я жение на кручение определ я ем по пределу текучести материала σт. Допустимое касательное напр я жение при кручении принимаем с коэффициентом запаса прочности η=1,5; τ=[τ]= τт а<= σт (3.18)
η 2η Дл я вала насоса ЭЦН берем сталь 4ХН 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. Радиальна я
нагрузка Р, находитс я по формуле: Р1=K[3E*J*∆у<]
(3.29) C3 где, К - коэффициент, учитывающий компенсирующее вли я ние зазоров и равный
0,45-0,85; Е - модуль пругости материала вала, Па. J - момент инерции вала, принимаемый с четом тела втулки.
М; ∆у - стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванна я
неспособнос- тью в сочленении насоса и протектора, принимаетс я
равным 25*10 м; С - рассто я ние от центра подшипника до середины муфты, м; Момент инерции вала: J<=π*d4вн.*а*(D<-dвн.)*(D<+dвн.)*
64 где, - ширина шлицы, м; D - наружный диаметр шлицев, м; Радиальна я
нагрузка на вал Р2, завис я ща я от неравномерной передачи крут я щего момента шлицами малы и ею можно пренебречь. П я ть работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где Рокр.=2*Мкр.
dср. где, D - средний диаметр шлицев.
Р2=0,2*Рокр.
(3.32) Изгибающий момент на шлицевом конце вала:
Мизгб. где, до проточки под стопорное кольцо, м. Мизг. Зна я момент изгиба и момент кручени я , можно определить напр я жение изгиба и кручени я в опасном сечении вала (под проточку на стопорное кольцо).
σизг.
Wx
Wх=π*d4кр.
(3.35) 32*D где, Wх- момент сопротивлени я в месте проточки под стопорное кольцо, м; dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное кольцо, м; σизгб.
Wx Напр я жение кручени я
τкр.=Мкр.
Wp Wр=2*Wx - пол я рный момент сопротивлени я
вала в месте проточки под стопорное кольцо; Эквивалентное напр я жение находим по четвертной прочности:
σэкв.=√σ2изг. По этой величине и пределу текучести материала вала устанавливаетс я запас прочности с учетом статистических нагрузок:
п=σт≥1,3 (3.39)
σэкв Исходные данные: Приводна я
мощность двигател я N = Вт. Частота оборотов двигател я п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала
σ=750 Па. Модуль пругости материала вала У=20*10 Па. По данной методике произведем расчет с цифровыми значени я ми: Момент инерции вала: J<= π*d4вн.+
а (D<-dвн) * (D +dвн)2*
64 J<= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 Ц
0,012)*(0,017+0,012) 2*6
64 J<=2,3*10-10а м; Нагрузка создаваема я работающими шлицами: Р2=0,2*Рокр. Р2=0,2* Mкр. dср Р2=0,2 * 2*67,28
0,0155 Р2= 1736,2584. Максимальный изгибающий момент в месте проточки под стопорное кольцо: Мизг. Мизг. Мизг. Минимальный изгибающий момент в этом сечении: Мизг. Мизг. Мизг. Напр я жение изгиба в опасном сечении: σизг. Wx где, W<= π*d4кр
32*D W<=3,14*0,01574 32*0,017 W<=3,51*10-7а м3; Это мы нашли осевой момент сопротивлени я вала: σизг.
3,51*10-7 σизг. Минимальное напр я жение изгиба σизг.
3,51*10-7 σизг. Напр я жение кручени я : τкр=Мкр. Wp где, Wр=2*Wх Wр=2*3,51*10-7 Wр=7,02*10-7 м Это мы нашли пол я рный момент сопротивлени я вала τкр.= 67,28 7,02*10-7 τкр.=96,114 Мпа; Эквивалентное напр я жение: σэкв=√198,9452+3*96,1142 σэкв.=259,409 Мпа; Запас прочности по пределу текучести: п=а σта ≥а
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 довлетвор я ет словию 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 5
мм. Корпус насоса будет рассчитыватьс я в следующей последовательности. 1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса насоса. Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08
м 2.Определ я ем предварительную зат я жку пакета ступеней с четом коэффициент запаса плотности верхнего стыка по формуле: T<=πКρ где К - коэффициент запаса плотности стыка; К=1,4 ρ -
плотность воды;
ρ=1м/кг 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 сечени я
корпуса насоса; Fк=1,62х10 -3 м 2 Ена-
модуль пругости материала направл я ющего аппарата;
Ена=1,45х10 5Па Fна - площадь поперечного сечени я
направл я я ющего аппарата; Fна=6,08х10-4
м2 Т=3,14х1,4х1х9,81х1160х0,042 [1-2,1х106
х1,62[10-3 /2(2,1х106 х1,62х10-3 +1,45х105
х6,08х10-4 ) ]=4825Н 3.Находим общее силие, действующее вдоль оси корпуса по выражению: Q<=Т+ρ где Т - предварительна я
зат я жка пакета ступеней, определенна я по формуле (3.40) Т=4825Н G - масса погружного агрегата; G =20505 Н; Hmax -а максимальный напор насоса; Н Q = 26851Н 4.Вычисл я ем осевое напр я жение ва опасных сечени я х корпуса по формуле σ=Q
где Q - общее усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по
выражению (3.41) Q<=268591 Н Fк - площадь ослабленного сечени я
корпуса по наружному диаметру трубы; Fк =1,24х10-3 м2 σ 5.Определ я ем тангенциальное напр я жение в опасных сечени я , по выражению: σ<=pgHmaxrвн
где S - толщина корпуса в опасном сечении; S<=0,009 м M - коэффициент Пуассона; M<=0,28
σт=142 Па 4.Охрана труда и техника безопасности
Основные меропри я ти я а по обеспечению безопасности словий труда операторов. Основное словие безопасности при обслуживании нефт я ных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Все работы св я занные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполн я тьс я в соответствии с правилами безопасности и инструкци я м по охране труда дл я рабочих цехов добычи нефти и ППД, также следующими документами: 1. Правило безопасности в нефт я ной и газовой промышленности, тверждение Госгортехнадзором. 2. Правила технической эксплуатации электроустановок,
утвержденные Госэнергонадзором. 3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, твержденные Госэнергодзором. 4. Правила стройства электроустановок, твержденные Госэнергонадзором. 5. Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ, твержденное ОКБ БН. На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет,
годных по состо я нию здоровь я , соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности. Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществл я тьс я на бортовых автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобил я х, в труднодоступных местност я х - на вездеходах. Продолжительность рабочего времени становлена трудовым законодательствома и не должна превышать 41 час в неделю. Рабочие должны обеспечиватьс я
необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето - роба х/б, сапоги,
головной бор, рукавицы, также средства защиты от кровососущих насекомых;
зимой - шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы). На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимис я в наличии аптечкой,
бачком с питьевой водой, носилками, также мебелью дл я
отдыха. При работе в темное врем я
суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов примен я ютс я фонари и прожектора. Норма освещенности не ниже 10
лк (НиП I - 4-79). Особое внимание следует обратить на санитарное состо я ние территории куста, не допускать его захламлени я и замазученности, зимой необходимо регул я рно расчищать снежные заносы на подходах к скважины. Содержание нефт я ных 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 врем я ремонта скважин при наличии в воздухе рабочей зоны нефт я ных паров и газов, превышающих ПДК, необходимо заглушить скважину жидкостью соответствующих параметров и качества. Работы в загазованной зоны должны проводитьс я в соответствующих противогазах. К монтажу (демонтажу) погружного агрегата УЭЦН и его обслуживанию допускаетс я
электротехнический персонал, знающий схемы примен я емые станций правлени я , трансформаторов,
подстанций погружных насосов (КТПН), конструкции по их эксплуатации, прошедший производственное обучение и стажировку на рабочем место, также проверку знаний с присвоением квалификационной группы по электробезопасности. Дл я
измерени я буферного давлени я и давлени я
в затрубном пространстве на скважинах оборудованных УЭЦН должны быть установлены стационарные манометры с трехходовыми кранами. Конструкци я
устьевого оборудовани я должна обеспечить возможность снижени я
давлени я в затрубном пространстве, а так же закачку жидкости дл я глушени я скважины. Наземное оборудование УЭЦН должно быть становлено в специальной будке или на открытой местности на рассто я нии не менее 20 м от сть я скважины. При становке наземного оборудовани я в будке станци я
управлени я должна быть расположена так, чтобы при открытых дверцах обеспечивалс я
свободный выход из будки. При становке электрооборудовани я
на открытой местности оно должно иметь ограждение и предупреждающий знак Осторожно! Электрическое напр я жение!. Намотка и размотка кабел я
на барабан кабеленаматывател я должна быть механизирована. Производить намотку (размотку) кабел я
вручную, также тормозить барабан руками, доской или трубой запрещаетс я . Все открытые движущиес я части механизмов кабеленаматывател я могущие служить причиной травмировани я должны иметь ограждени я . Прокладка, перекладка кабелей УЭЦН по эстакаде р я дом с действующими кабел я ми,
наход я щимис я
под напр я жением, также перекладка кабелей допускаетс я в случае необходимости при выполнении следующих словий: -
Работу должны выполн я ть рабочие, имеющие опыт прокладки кабелей, по нар я ду-допуску (распор я жению электротехнического персонала ЦБПО НПО под руководством лица с группой по электробезопасности не ниже V при напр я жении выше 1 В. -
Работать следует в диэликтрических перчатках, поверх которых дл я
защиты от механи я ческих поверждений одеваютс я брезентовые рукавицы.
Санитраные нормы действи я тока на организм, станавливает ГОСТ 12.1.-76. Таким образом в данном разделе разработаны основные меропри я ти я
, которые обеспечат безопасные слови я
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 оборудовани я . М., Недра, 1987 г., 265 с. 3. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.П. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудовани я .М.,
Недра, 1985 г., 390 с. 4. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы дл я добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 272 с. 5.
Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудовани я М., Недра, 1987 г., 280 с.
е) Определ я ем наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса D2
е) D2
ступени и диаметром ступени, 800;
в) D3=√D2
вн.ст. - FТТ (D2
D3=√76,52 - 800 (72,5)2
где, dвн.=Мкр.
σэкв=√σ2 изг.