Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Реферат - Бесштанговые насосы - файл n1.doc


Реферат - Бесштанговые насосы
скачать (6177.5 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.doc6178kb.27.12.2012 10:50скачать

Загрузка...

n1.doc

  1   2   3   4
Реклама MarketGid:
Загрузка...



Содержание:

Содержание 2

ВВедение 4

раздел I Установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН)

1.1. Схема установки, область применения, технические характеристики 5

1.2. Центробежные насосы (ЭЦн): основные конструктивные схемы и их особенности, детали, материалы деталей, технические характеристики. 10

1.3. погружной электродвигатель (ПЭД): конструктивные схемы, особенности, детали, материалы и характеристики 19

1.4. гидрозащита электродвигателя (протектор и компенсатор) 23

1.5. система токопровода установок эцн: устройства управления, трансформаторы, кабельные линии (характеристика и назначение кабелей и пр.) 28

1.6. методика по подбору оборудования к скважине, в которой установлен эцн 33

раздел II Установки электроприводных винтовых насосов (УЭвН)

2.1. схема уэвн, область применения, технические характеристики и принцип действия винтовых насосов 35

2.2. Конструкция и рабочие органы винтовых насосов 38

2.3. электродвигатель винтовых насосов 42

раздел iiI Установки электроприводных диафрагменных насосов (УЭдН)

3.1. Схема установки, область применения и принцип действия диафрагменных насосов 43

раздел IV гидропоршневые насосные установки (гпну)

4.1. схема и конструкция установки, скважинных агрегатов, особенности работы 47

4.2. поверхностное оборудование: состав, схема, основные узлы 51

4.3. требования к рабочим жидкостям 52

раздел V струйные насосы

5.1. конструкции скважинных струйных насосов 53

5.2. поверхностное оборудование струйных насосных установок 55

Заключение 57

приложения 58

список использованной литературы 61


Введение.

***
Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти эффективны при достаточной пластовой энергии и значительном газовом факторе. По мере разработки месторождения пластовая энергия истощается, увеличивается обводненность продукции, уменьшается относительное содержание газа в отбираемой смеси. Уровень отбираемой жидкости в скважине снижается. Фонтанный способ добычи нефти становится невозможным, а компрессорный – неэффективным, и тогда они сменяются насосным способом добычи нефти.
Для добычи нефти используются штанговые и бесштанговые насосы. Штанговые насосы имеют наземный (поверхностный) привод, скважинный насос и длинную связь между ними, которая представляет собой колонну, составленную из металлических штанг.
Бесштанговые насосы имеют скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом бесштанговые насосы имеют большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов. К таким, прежде всего, относятся погружные центробежные насосы с электроприводом.
Характерным признаком погружных насосов является то, что и сам насос, и его двигатель находятся в скважине под уровнем жидкости.

На сегодняшний день Россия входит в число крупнейших мировых рынков УЭЦН. УЭЦН являются приоритетной технологией эксплуатации нефтяных скважин (ими оснащено 54,8% скважин в марте 2010 года) и основным способом нефтедобычи (извлекается более половины от всей добываемой нефти).


Раздел I. Установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).

    1. Схема установки, область применения, технические характеристики.

Установка ЭЦН является сложной технической системой, то есть представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной.
Состав узлов установок ЭЦН и их расположение приведены на рис.1.1 и рис.1.2.




Рис 1.1. Принципиальная схема УЭЦН.

Условные обозначения к рис. 1.1 и рис. 1.2:

1 – электродвигатель;

2 – гидрозащита (компенсатор – снизу, протектор – сверху);

3 – насос (3* - приемная сетка насоса);

4 – кабельная линия;

5 – трансформатор;

6 – клапан спускной (сливной);

7 – пояс для крепления кабеля;

8 – труба насосно-компрессорная;

9 – оборудование устья скважины;

10 – выносной пункт подключения кабеля (клеммная коробка);

11 – клапан обратный;

12 – газосепаратор;

13 – станция управления;

L1, D1 – длина и диаметральный габарит насосного агрегата; D2 – диаметр резьбы НКТ.


Скважинный насос 3, который подает жидкость из скважины в НКТ, является многоступенчатым и имеет от 80 до 500 и более ступеней. Погружной электродвигатель 1 (ПЭД) – герметизированный, маслозаполненный (для охлаждения, смазки и его надежной работы), состоит из ротора и статора. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости имеется узел гидрозащиты 2.


Рис 1.2. Схема установки электроприводного центробежного насоса.

Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса. При применении асинхронных электродвигателей валы имеют частоту вращения 2800-2950 мин-1. Установки, предназначенные для откачки жидкости с повышенным содержанием газа, комплектуются газосепараторами 12.
Электроэнергия с поверхности подается к двигателю 1 по кабелю 4. Рядом с НКТ идет круглый кабель, а около насосного агрегата – плоский. Использование плоского кабеля (несмотря на его дороговизну по сравнению с кабелем круглого сечения) позволяет несколько увеличить диаметр насоса и двигателя, что, как известно, благоприятно сказывается на их энергетических показателях.
Чтобы повысить эффективность использования внутреннего диаметра ОК, необходимо до минимума сократить зазор между ней и агрегатом. Минимально допустимый зазор, гарантирующий безаварийный спуск/подъем оборудования, как показывает практика, равен 6 мм. По внутреннему диаметру ОК и принятому зазору выбирают габариты погружного агрегата.
Трансформатор 5 нужен для повышения напряжения тока, получаемого от промышленной сети (380 В), т.к. у двигателя напряжение обычно больше этого значения (400-2000 В и выше). Кроме того, трансформатор необходим для компенсации снижения напряжения в длинном кабеле. Станция управления позволяет включать/отключать установку вручную или автоматически при аварийном режиме работы. Станция имеет приборы, показывающие силу тока, напряжение, сопротивление изоляции кабеля и пр., т.е. современные станции управления позволяют проводить диагностику работоспособности УЭЦН.
Колонна НКТ оборудуется обратным 7 и спускным 9 клапанами (рис. 1.3 и 1.5). Обратный клапан размещается в головке насоса в специальной муфте, в которой имеется седло, шар и ограничитель подъема шара. В некоторых конструкциях обратных клапанов применяются другие виды запирающих элементов (тарель, конус). Обратный клапан 7 позволяет при остановках насоса (остановки могут происходить, например, из-за отключения э/э при аварии на силовой линии) сохранить в колонне НКТ жидкость. Таким образом, при остановке насоса жидкость не сливается из труб в скважину и не тратится время на заполнение труб, а также облегчается запуск установки, особенно при больших глубинах подвески (заполненной колонне труб соответствует большой напор). А, как известно, при больших напорах центробежный насос (по сравнению с малым напором и большой подачей) требует меньшей приводной мощности.
Спускной клапан 9 позволяет освободить колонну труб от жидкости перед подъемом агрегата из скважины. Он также расположен в специальной муфте (соединяющей между собой НКТ) и представляет собой бронзовую трубку [ниппель], один конец которой запаян, а другой, открытый конец, на резьбе вворачивается в муфту изнутри. Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается ломик, который ломает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство. Применение такого спускного клапана не рекомендуется, если в установке используют скребок для очистки труб от парафина, т.к. при обрыве проволоки, на которой спускают этот скребок, последний падает и ломает ниппель, происходит незапланированный перепуск жидкости в скважину, и приходится поднимать агрегат. Поэтому применяются спускные клапаны других типов, приводимые в действие без спуска ломика, например, за счет повышения давления в трубах.
Клеммная коробка (выносной пункт подключения кабеля) 10 предназначена для разрыва кабеля. Газ в скважине попадает под оплетку кабеля и для того, чтобы он не попал в станцию управления (это может привести к взрыву), кабель разрывают в этом пункте и «выпускают» из него газ.





Клапан обратный шаровой КОШ.

Включает: Металлическое седло, шар и специальную решетку, направляющую и ограничивающую вертикальное и радиальное движение шара. Седло, шар и решетка изготовлены из нержавеющей закаленной стали твердостью не менее 56 HRC. Шаровой клапан более надежен из-за отсутствия резиновых элементов, легко изнашиваемых потоком пластовой жидкости и теряющих эластичность в откачиваемой среде.



Клапан обратный герметичный КОГМ
Включает:
Тарельчатый клапан, обрезиненное седло и металлическое седло из нержавеющей закаленной стали.
После остановки насоса тарельчатый клапан опускается на обрезиненное седло, частично деформирует его для обеспечения герметичности и затем «садится» на металлическое седло.
Металлическое седло предохраняет обрезиненное седло от разрушения при больших перепадах давления между уровнями жидкости в НКТ и в обсадной колонне.




Рис. 1.3. Клапаны обратные: шаровой и герметичный (тарельчатый).

Рис. 1.4. Шламовая труба.
Труба шламовая.

Предназначена для защиты обратного клапана погружного насоса от осадка механических примесей, находящихся в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Поставляется труба шламовая типа ТШБ 42Х73 (42 мм – наружный диаметр шламовой трубы; 73 мм – условный диаметр НКТ в месте установки шламовой трубы).
Область применения ЭЦН.
Пластовая жидкость – смесь нефти, попутной воды и попутного газа должна имеет следующие характеристики:

• максимальное содержание попутной воды, % – 99;

Рис. 1.5. Клапан спускной.

водородный показатель попутной воды, рН – 5,0-8,5;

• максимальная плотность жидкости, кг/м3 – 1400;

• максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов, г/л (%):

- обычного исполнения – 0,1 (0,01);

- коррозионностойкого исполнения – 0,2 (0,02);

- износостойкого, коррозионноизносостойкого исполнения – 0,5 (0,05);

- повышенной коррозионноизносостойкости – 1,0 (0,10);

- при комплектации насосов фильтром тонкой очистки – 3,0 (0,30);

• микротвердость частиц по Моосу для насосов, баллов:

- обычного, коррозионностойкого исполнения – 5;

- повышенной коррозионноизносостойкости, износостойкого, коррозионноизносостойкого исполнения – 7;

• максимальное содержание свободного газа на приеме насоса – 25% по объему, с применением газосепаратора в составе установки – 55%, с

применением газосепаратора-диспергатора – 65%, с применением модуля входного диспергирующего в составе установки – 30%;

• максимальная концентрация сероводорода для насосов, г/л (%):

- обычного, износостойкого исполнения – 0,01 (0,001);

- коррозионностойкого, коррозионноизносостойкого

исполнения, повышенной коррозионноизносостойкости – 1,25 (0,125);

• максимальная температура откачиваемой жидкости, С – 150;

• максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки, МПа - 40;

• количество агрессивных компонентов, не более: СО2 – 0,15 г/л, НСО3 – 1 г/л, Cl- – 20 г/л, Ca2+ – 2 г/л (при применении насосов повышенной коррозионноизносостойкости, коррозионноизносостойкого, коррозионностойкого исполнения).
Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами 127, 140, 146 и 168 мм (номинальный диаметр ОК). Каждая установка имеет свой шифр, например, УЭЦН5А-500-800, в котором приняты следующие обозначения: цифра (цифра и буква) после УЭЦН обозначает наименьший допустимый диаметр ОК, в которую он может быть спущен. Цифра «4» соответствует диаметру 112 мм, «5» – 122 мм, «5А» – 130 мм, «6» – 144 мм, «6А» – 148 мм (для насосов предприятия «АЛНАС» несколько другие группы: 4 – 112 мм, 5 – 123,7 мм, 5А – 130 мм, 6 – 148,3 мм и 8 – 205,7 мм). Второе число шифра обозначает номинальную подачу насоса (в м3/сут) и третье – напор (в м). Значения подачи и напора даны для работы на воде.
Примечание. Установки ЭЦН, выпускаемые фирмой «АЛНАС» в шифре имеют заглавную букву «А» после надписи «УЭЦН», установки Лебедянского механического завода (АО «Лемаз», г. Лебедянь Липецкой обл.) имеют заглавную букву «Л» перед надписью «УЭЦН». Установки с двухопорной конструкцией рабочего колеса (рис. 1.4) имеют в шифре цифру «2» после буквы «Л» (для насосов фирмы «Лемаз»), букву «Д» после надписи «УЭЦН» (для насосов АО «Борец»), букву «А» перед цифрой габарита установки (для насосов «АЛНАС»). Коррозионностойкое исполнение УЭЦН отражается буквой «К» в конце шифра установки, термостойкое – буквой «Т». Конструкция рабочего колеса с дополнительными вихревыми лопатками на заднем диске (фирма «Новомет», г. Пермь) имеет в шифре насоса буквенное обозначение ВННП.


    1. Центробежные насосы (ЭЦН): основные конструктивные схемы и их особенности, детали, материалы деталей, технические характеристики.

Погружные центробежные насосы (рис. 1.6) применяются для подъема пластовой жидкости, а также в системах поддержания пластового давления. Широкая номенклатура насосов позволяет подобрать оборудование практически под любые условия эксплуатации.



Рис. 1.6. Погружной центробежный насос.

Как уже отмечалось выше, скважинные центробежные насосы являются многоступенчатыми. Это обусловлено малыми значениями напора, создаваемого одной ступенью (рабочим колесом и направляющим аппаратом). В свою очередь небольшие значения напора одной ступени (от 3 до 7 м водяного столба) определяются малыми величинами внешнего диаметра рабочего колеса, ограниченного внутренним диаметром обсадной колонны и размерами применяемого скважинного оборудования – кабеля, ПЭД.


Конструкция скважинного насоса может быть обычной и износостойкой, а также повышенной коррозионной стойкости. Кроме того, по исполнению различают насосы модульного и секционного исполнения.



Например, насосы фирмы ODI компонуются из нижней, средней и верхней секций, причем средняя и верхняя секции идентичны, а нижняя отличается наличием приемной сетки и нижнего подшипника. Особенностью вала нижней секции по сравнению с валами верхней и средней секций является увеличенный размер шлицевого конца из-за приваренной втулки с наружными шлицами. Соединение валов секций – шлицевое эвольвентное. Осевая сила, действующая на валы каждой секции, воспринимается помещенной в протекторе осевой опорой. Поперечные силы воспринимаются радиальными подшипниками. В каждой секции имеется верхний подшипник с парой трения бронза-нирезист, а в нижней – еще и нижний подшипник (сталь-бронза). Кроме того, через определенное количество ступеней размещается бронзовая втулка, составляющая промежуточный подшипник с расточкой направляющего аппарата.
При модульном исполнении имеется также несколько модулей – входной или приемный (включает в себя приемную сетку, через которую происходит фильтрация жидкости) – рис.1.7, конечный (удерживает насос в скважине при монтаже). Корпусные детали отдельных модулей соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы – шлицевыми муфтами.
Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.


Рис.1.7. Модуль входной.

1- основание; 2 – вал; 3 – втулка подшипника; 4 – сетка; 5 – защитная втулка; 6 – шлицевая муфта; 7 – соединительный болт или шпилька.



Рабочим органом скважинного насоса служит ступень насосная СН с цилиндрическими (ЦЛ) или наклонно-цилиндрическими (НЦЛ) лопатками, состоящая из рабочего колеса и направляющего аппарата (рис. 1.8).


Рис. 1.8. Ступень ЭЦН (1 – направляющий аппарат; 2, 4 – кольцевые безлопаточные камеры; 3 – рабочее колесо; 5,7 – нижняя и верхняя опорные шайбы; 6 –защитная втулка; 8 - вал).

Материалы рабочих колес и направляющих аппаратов (на примере насосов предприятия ОАО «АЛНАС»):
• модифицированный серый чугун (насосы обычного исполнения типа ЭЦНА);

• модифицированный чугун повышенной износостойкости (насосы износостойкого исполнения типа ЭЦНАИ);

• чугун типа «Нирезист» (нирезист – модифицированный чугун): насосы коррозионностойкого исполнения типа ЭЦНАК, коррозионноизносостойкого исполнения типа ЭЦНАКИ);

• твердый чугун типа «Нирезист» с твердостью до 240 НВ (насосы повышенной коррозионноизносостойкости);

• полимерные материалы со специальными наполнителями (насосы типа 23..ЭЦНА (К, КИ)). Рабочие колеса – полимерные, аппараты направляющие – комбинированные (с полимерной проточной частью), или полностью металлические. Высокопрочные и высокоточные валы насосов могут быть выполнены из нержавеющей стали или из сплава «К-монель». Различное исполнение насосов позволяет поставлять насосы, характеризующиеся повышенной термо-, коррозионно- и износостойкостью.

Ступени с ЦЛ применяются на номинальные подачи до 125 м3/сут в насосах с наружным диаметром 86 и 92 мм, до 160 м3/сут в насосах с диаметром 103 мм и до 250 м3/сут в насосах с диаметром 114 мм. Ступени с НЦЛ применяются в насосах с большей подачей. В области своего применения ступени с НЦЛ имеют более высокий КПД, более чем в 1,5 раза увеличенную подачу, чем ступени с ЦЛ в тех же диаметральных габаритах.
Ступени размещаются в расточке цилиндрического корпуса каждой секции. В одной секции насоса может размещаться от 39 до 200 ступеней в зависимости от их монтажной высоты. Для возможности сборки ЭЦН с таким количеством ступеней и разгрузки вала от осевой силы применяется плавающее рабочее колесо (не фиксируется на валу в осевом направлении и удерживается от проворота призматической шпонкой).

Колесо может свободно перемещаться в осевом направлении в промежутке, ограниченном опорными поверхностями направляющих аппаратов. Колесо опирается на индивидуальную для каждой СН осевую опору, состоящую из опорного бурта (бурт – выступ на опорной поверхности, выполненный в форме цилиндра) направляющего аппарата предыдущей ступени и антифрикционной износостойкой шайбы, запрессованной в расточку рабочего колеса (при этом утечка через переднее уплотнение колеса практически равна нулю). Но механический КПД ступени с плавающим рабочим колесом снижается из-за потерь трения в нижней опоре колеса (величина этих потерь в первом приближении пропорциональна осевой силе, действующей на рабочее колесо ступени).


Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса.
При работе насоса осевые усилия от рабочих колес передаются на направляющие аппараты и корпус насоса. При этом на вал насоса действуют осевая сила от перепада давления на торец вала и осевая сила, действующая на рабочие колеса, прихваченные к валу из-за наличия в пластовой жидкости коррозионно-активных элементов и мехпримесей. Для восприятия осевых сил, действующих на вал, предусмотрены осевые опоры. В большинстве отечественных конструкций ЭЦН осевые усилия воспринимаются осевой опорой самого насоса, а в насосах импортного производства – осевой опорой гидрозащиты. В секции или модуль-секции насоса (рис. 1.9) обычного исполнения применяется упорный подшипник (или гидродинамическая пята (рис. 1.10)), состоящий из кольца 1 с сегментами на обеих плоскостях, устанавливаемого между двумя гладкими шайбами 2 и 3.
Сегменты на шайбе пяты 1 выполнены с наклонной поверхностью с углом  = 5-7 и плоской площадкой длиной (0,5-0,7)L, где L – полная длина сегмента. Ширина сегмента: (1…1,4)L. Для компенсации неточности изготовления и восприятия ударных нагрузок под гладкие кольца помещены эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4, 5, запрессованные в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры. Осевая сила от вала передается через пружинное кольцо 8 опоры вала и дистанционную втулку 9 упорному подшипнику.



Рис. 1.9. Модуль-секция насоса: 1 – головка; 2 – вал; 3 – опора; 4 – верхний подшипник; 5 – кольцо; 6 – направляющий аппарат; 7 – рабочее колесо; 8 – корпус; 9 – нижний подшипник; 10 – ребро; 11 – основание.



Рис. 1.10. Упорный подшипник ЭЦН: 1 – пята; 2,3 – гладкие шайбы; 4,5 – резиновые шайбы-амортизаторы; 6,7 – верхняя и нижняя опоры; 8 – пружинное кольцо; 9 – дистанционная втулка.

Гидродинамическая пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпятник. Она обычно изготавливается из бельтинга (техткани с крупными ячейками), пропитанного графитом с резиной и завулканизированного в пресс-форме. При вращении пяты жидкость идет от центра к периферии по канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение обеспечивает низкий коэффициент трения и незначительные потери энергии на трение в пяте, а также малый износ ее деталей при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.

Радиальный подшипник ЭЦН (рис. 1.11) воспринимает радиальные нагрузки, возникающие при работе насоса. Он состоит из опорной втулки с вкладышем, которые являются неподвижными деталями и втулки, вращающейся вместе с валом. В каждой модуль-секции есть два радиальных подшипника – верхний и нижний, а в модуль-секциях насосов износостойкого исполнения используются еще и промежуточные радиальные опоры.




Рис. 1.11. Радиальный подшипник ЭЦН.

1 – неподвижная втулка с вкладышем;

2 – вращающаяся с валом втулка.


Основные конструкции ЭЦН:

  1. Насосы двухопорной конструкции;

  2. Насосы без осевой опоры.


Насосы двухопорной конструкции.

Усиление пары индивидуальной осевой опоры и межступенного уплотнения СН может быть достигнуто применением двухопорной конструкции ступени.
Применение ЭЦН с рабочими ступенями двухопорной конструкции позволяет эксплуатировать насос при сложных условиях работы, связанных с повышенным содержанием механических примесей. Такая конструкция ступеней позволяет добиться значительного увеличения наработки на отказ УЭЦН. При этом большая долговечность насоса двухопорной конструкции обусловлена значительным уменьшением нагрузки на единицу площади поверхности трения шайб рабочих колес. Кроме того, двухопорная конструкция СН имеет по сравнению с одноопорной ступенью, повышенный ресурс нижней пяты ступени и вообще увеличенный ресурс работы, большую жесткость вала из-за увеличенных осевых длин межступенных уплотнений, служащих помимо уплотнения еще и радиальными подшипниками.
Ступени удлинены в обе стороны, что позволяет:

• уменьшить вибрацию (повышается устойчивость рабочего колеса за счет кратно увеличенной длины посадки колеса на вал);

• закрыть вал, обеспечивая его защиту от гидроабразивного влияния пластовой жидкости;

• практически исключить срез шпонки и проворачивание ступени к валу (длина шпоночного паза рабочего колеса кратно увеличена, что минимизирует нагрузку на шпонку).
Применены специальные материалы, предназначенные для работы в условиях гидроабразивного износа – рабочие ступени изготавливаются из «нирезиста» или модифицированного (некоррозионостойкого) чугуна повышенной износостойкости.
Но: двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении.
Насосы без осевой опоры.

Отличительными особенностями насосов без осевой опоры являются:
• осевая нагрузка, передаваемая валом насоса, воспринимается усиленным узлом пяты гидрозащиты;

• упрощен монтаж;

• увеличена напорность секций за счет увеличения количества ступеней насоса;

• уменьшены консоли валов насоса;

• увеличена напорность секций за счет переноса осевой опоры из секций насосов в полость гидрозащиты и увеличения количества ступеней в секциях насосов.
К преимуществам насосов без осевой опоры можно отнести:
• рабочие органы насоса выполнены из чугуна типа «нирезист» или аустенитного твердого чугуна типа «нирезист» твердостью 190...240НВ;

• радиальные подшипники выполнены с применением твердых сплавов;

• пониженный уровень вибрации насоса и уровень нагрузки на радиальные подшипники за счет уменьшения консолей валов.

Наиболее распространенный в настоящее время способ разгрузки колеса от осевой силы в ступенях с НЦЛ – создание при помощи выполненного у колеса второго верхнего уплотнения камеры за ведущим диском колеса, в котором давление с помощью отверстий в ведущем диске уравнивается с давлением у входа в колесо (рис. 1.12).
Разгрузка рабочего колеса позволяет существенно снизить осевую силу. Такие ступени по сравнению с аналогичными ступенями с неразгруженными рабочими колесами имеют ряд преимуществ: повышенный ресурс работы индивидуальной нижней опоры рабочего колеса, увеличенный КПД ступени.
Недостатками ступеней с разгруженными рабочими колесами является усложнение технологии и повышение трудоемкости изготовления, функциональный отказ способа разгрузки при засорении разгрузочных отверстий и при износе верхнего уплотнения рабочего колеса.



Рис 1.12. Конструкция ступеней:

а - с разгруженным рабочим колесом; б – двухопорная.

1 – корпус;

2 – направляющий аппарат;

3 – рабочее колесо.


Ответственной с точки зрения повышения надежности СН является верхняя пята рабочего колеса. Рабочее колесо работает на верхней пяте кратковременно на пусковых режимах и на режимах, лежащих правее рекомендуемого диапазона подач (в режимах возможного всплытия колеса). При нарушении правил эксплуатации всплывшее рабочее колесо может не опускаться в нижнее положение, при этом работая продолжительное время на своей верхней пяте. При этом условия трения в верхней пяте рабочего колеса менее благоприятные, чем условия трения нижней пяты из-за меньшего перепада давления и, как следствие, худшей смазки поверхности трения.
Общий вывод: повышение надежности и долговечности ступеней достигается путем уменьшения осевой силы, действующей на рабочие колеса, усиления пары трения осевой и радиальной опор, использования соответствующих износостойких и коррозионностойких материалов, уменьшением действия радиальных сил на ротор путем повышения точности изготовления, балансировки рабочих колес.
Также мне бы хотелось рассмотреть в реферате насосную ступень, разработанную и выпускаемую фирмой «Новомет» (Пермь), т.к. она имеет значительные конструктивные отличия. Рабочее колесо имеет на своем верхнем (заднем) диске радиальные лопатки, которые вместе с нижним диском направляющего аппарата образуют упрощенную конструкцию вихревого насоса. Такая конструкция обеспечивает целый ряд преимуществ:

  • на 15-25% увеличивается напор ступени, что позволяет либо увеличивать напор насоса при сохранении длины, либо уменьшить длину насоса при постоянной величине напора;

  • наличие вихревой ступени обеспечивает гомогенизацию ГЖС, что позволяет работать погружному насосу с повышенным содержанием свободного газа на приеме (до 35% по объему);

  • наличие радиальных лопаток на верхнем диске снижает величину осевой нагрузки, действующей на рабочее колесо, что увеличивает ресурс нижней опорной шайбы рабочего колеса.

Надежность и КПД насоса производства фирмы «Новомет» повышает и то, что рабочее колесо выполняется методом порошковой металлургии.
Технические характеристики насосов.
Основные требования технических условий на электроприводные центробежные насосы для добычи нефти включают в себя как уже рассмотренные параметры (группы по диаметру корпуса, максимальные концентрации твердых веществ, сероводорода, температура), так и такие показатели надежности как: средняя наработка насосов до отказа, средний ресурс до капремонта. Характеристики насосов обычного, коррозионностойкого, теплостойкого исполнений одинаковы.

Характеристика насосов ЭЦНА5-125, приведенная на рис. 1.13, представлена для 100 ступеней для частоты вращения ротора 2910 об/мин при испытаниях на воде (=1000 кг/м3).



Рис. 1.13. Характеристика насоса ЭЦНА5-125.

Примеры шифра (насосы ОАО «АЛНАС»):
1) 001ЭЦНАК 5-80Тв-1200 – насос коррозионностойкий («К») 5 габарита производительностью 80 м3/сут, напором 1200 м, узел пяты в секциях отсутствует («0»), рабочие ступени одноопорной конструкции: рабочие колеса с короткой ступицей, отдельная втулка защитная вала («0»), рабочие ступени из чугуна типа «нирезист» с твердостью 190-240 НВ («Тв»), в составе насоса входной модуль, соединение секций фланцевое («1»);

2) 201ЭЦНА 5-80-1200 – насос 5 габарита, производительностью 80 м3/сут, напором 1200 м, узел пяты имеет шайбу из износостойкого материала («2»), рабочие ступени одноопорной конструкции: рабочие колеса с короткой ступицей, отдельная втулка защитная вала («0») – если с удлиненной ступицей, то «1», если двухопорной конструкции, то «2», рабочие ступени из серого модифицированного чугуна, в составе насоса входной модуль, соединение секций фланцевое («1») – если цифра, отличная от 1, то в составе есть нижняя секция.


    1. Погружной электродвигатель (ПЭД): конструктивные схемы, особенности, детали, материалы и характеристики.

Погружные маслонаполненные трехфазные асинхронные с короткозамкнутым ротором (двух- или четырех-) полюсные электродвигатели применяются в качестве привода для центробежных насосов для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин с углом отклонения от вертикали в месте подвески не более 60°. Двигатели, как и насосы, должны иметь малые диаметры, различные для скважин с разными ОК. Мощность двигателей может достигать 500 кВт. Малые диаметры и большие мощности вызывают необходимость увеличивать длину двигателей, которая иногда превышает 8 м.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания и узла токоввода.

Статор представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листов электротехнической стали. В пазы статора уложена трехфазная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в «звезду». Выводы обмотки статора соединены с колодкой кабельного ввода.

Внутри статора размещен ротор, представляющий собой набор пакетов также из листов электротехнической стали, разделенных между собой промежуточными подшипниками. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по концам с медными кольцами («беличье колесо»). Вал ротора – полый (для обеспечения циркуляции масла). В головке электродвигателя размещен узел упорного подшипника [состоит из пяты и подпятника], который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора. В нижней части электродвигателя размещено основание, в котором размещен фильтр для очистки масла. Двигатель с насосом соединяется с помощью шлицевой муфты.
Секционные двигатели состоят из верхней и нижней секций, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соединие секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью трех наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций. Соединение корпусов – фланцевое, валов – шлицевой муфтой. Вверху нижней секции расположена межсекционная колодка (муфта), которая снабжена подпружиненным стопором, предотвращающим ее проворачивание. В головке нижней секции расположен ловитель для установки правильного положения секций и защите наконечников выводных проводов при сочленении.


Рис 1.14. ПЭД.


На ОАО «АЛНАС» выпускаются электродвигатели следующих габаритных групп:


Габарит, мм

Мощность, кВт

96

16…70

103

16…180

117

12…350

130

22…400

180

125…750



Выпускается более 100 модификаций ЭД различной мощности, что позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание двигатель – насос для обеспечения работы установки с максимально возможным КПД. Применение специальных электротехнических материалов позволяет эксплуатировать погружные двигатели при температуре пластовой жидкости до 120°С, а в высокотермостойком исполнении – до 150°С.



После сборки на специальных стендах, на которых контролируется качество отдельных узлов, электродвигатель испытывается на станции в условиях, приближенных к реальным, в том числе с нагревом до рабочих температур. Испытаниям подвергается 100% двигателей, после испытаний все они разбираются и тщательно проверяются. Проводится контроль сопротивления изоляции по индексу поляризации.
Инженерными службами ОАО «АЛНАС» были разработаны и успешно эксплуатируются новые электродвигатели модернизаций «М4» и «М5». Основной отличительной особенностью и несомненным их преимуществом, наряду с вышеописанными, считается возможность их эксплуатации в скважинах со сложной геометрией ствола. При одинаковой вырабатываемой электродвигателями модернизации «М» мощности, электродвигатели «М4» и «М5» имеют меньшие длины и, следовательно, монтаж таких двигателей стал заметно проще.
Магнитопровод.

Магнитопровод шихтуется из отдельных листов электротехнической стали марки 2212 или 2215. Сталь поставляется в виде резаной ленты шириной 98, 100, 110, 115, 120, 124, 130, 140, 180, 204 и 213 мм, толщиной 0,5 мм со следующими требованиями:

- по толщине – повышенной точности прокатки;

- по ширине – повышенной точности изготовления;

- по серповидности – повышенной точности изготовления.
Длина статора до 6,5 м. Наличие промежуточных опорных поверхностей для подшипников накладывает повышенные требования к точности диаметральных размеров сердечника, прямолинейности и соосности статора относительно резьбовых поверхностей.
Головка, пята, подпятник.
Головка представляет собой сборочную единицу, расположенную в верхней части двигателя (над статором). В головке размещен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайних радиальных подшипников ротора, узлов токоввода и пробки, через которую производится закачка масла в протектор при монтаже.
Осевые нагрузки ротора двигателя воспринимают пята и подпятник. Пята выполнена из стали 20Х с последующей цементацией поверхности пары скольжения и термообработкой. В пяте в радиальном направлении имеется два или четыре отверстия, которые выполняют роль турбинки для создания циркуляции масла во внутренней полости двигателя.
Осевые нагрузки через пяту воспринимаются верхним и нижним подпятниками. Подпятник изготавливается из бронзы с нанесенным слоем баббита или композиционных материалов.


Рис. 1.15. Подпятники фирмы «Новомет».
Разработка ОАО «Новомет» (рис.1.15): подпятник с покрытием на основе полиэфирэфиркетона со специальными антифрикционными добавками. Такие подпятники устойчиво работают в масле, имеют низкий коэффициент трения (при нагрузках до 900 кг коэффициент трения 0,003…0,008). Работоспособность подпятников подтверждена испытаниями, на стенде-скважине в «ОККБН «КОННАС», а также промысловыми испытаниями.
Подпятники выполняются со сферическим основанием (предназначено для самоустановки и центрирования) имеют шесть сегментов с баббитовым слоем, которые установлены на отдельных стержнях (ножках).
Узел токоввода.
Служит для питания обмотки статора и содержит кабельную муфту и электроизоляционную колодку. Более подробно узел токоввода будет рассмотрен в параграфе, посвященном кабельным линиям. Но его основное назначение: герметичный ввод кабеля.




    1. Гидрозащита электродвигателя (протектор и компенсатор).
  1   2   3   4



Скачать файл (6177.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru