1

18

РЕФЕРАТ

Тема:”Установки Центробежных Насосов”

СОДЕРЖАНИЕ

1.Введение

2. Обзор научно-технической литературы

2.1 Особенности конструкторских решений зарубежных фирм

2.2 Установки погружных электроцентробежных насосов зарубежных фирм

2.3 Работа насосов в условиях Западной Сибири

3. Электроцентробежные Насосы

3.1 Описание конструкции

3.2Состав и параметры отечественных насосов

4. Технологические операции

4.1 Монтаж и транспортировка

4.2 Ремонт ЭЦН

5. Список литературы

1.ВВЕДЕНИЕ

Нефть и газ превратились в главные источники энергии и важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьём предопределяет уровень экономического развития страны и темпы технического прогресса. Особенностью нефтегазовой промышленности являются исключительно высокие темпы её развития, характеризуемые прежде всего количеством ежегодно добываемых нефти и газа: если в начале века добыча нефти в мире составляла лишь несколько миллионов тонн в год, а газ вообще не добывался, то в 1983 г. добыча нефти превысила 2,7 млрд. т, а газа - 2 трл.м . На данный момент многократно возросшая потребность в нефти и газе привела к вовлечению в разработку глубокозалегающих нефтянных и газовых месторождений с нефтями высокой вязкости, с большим содержанием агрессивных сред, со значительным количеством воды, в новых отдаленных регионах, часто с неблагоприятными условиями для работы и геологическими условиями. В современных условиях для добычи нефти и газа в нужных количествах стало необходимым разрабатывать и внедрять принципиально новые технологические процессы, для чего создаются машины и оборудование, без которых эффективная разработка таких месторождений вообще невозможна. Были разработаны технологии форсированного отбора жидкости, эксплуатации глубоких скважин, более совершенного разделения добытой пластовой жидкости и газа, деэмульгирования, обессоливания, обезвоживания нефти и газа, а для интенсификации добычи и более полного извлечения запасов нефти - технологические процессы по обработке призабойных зон пласта и воздействию на пласты в целом. Были разработаны технологические процессы увеличения проницаемости пласта, снижения вязкости пластовой жидкости, поддержания и восстановления пластового давления.

2.ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

В США ПЭЦН для добычи нефти изготовляют несколько фирм. Наиболее известные из них - Reda Pump Co., Byron Jackson, Oilline и Oil Dynamics Inc.

Родоначальником промышленного производства погружных центробежных электронасосов считается фирма Reda Pump Co. В 1969г. Reda Pump входит в состав крупной корпорации TRW, объединяющей ряд заводов по производству электронного, автомобильного оборудования, оборудования для космических исследований и изготовлению погружных центробежных электронасосов (4 завода).

В 1951г. фирмой Byron Jackson был построен в г.Талса (штат Оклахома) завод по производству гидропоршневых насосов. Однако широкого распространения эти насосы не получили и спустя 10 лет завод был перестроен под производство ПЦЭН для добычи нефти, закачки воды в пласт, водоснабжения и получил название Centrilift.

Завод Centrilift фирмы Byron Jackson в течении 10 лет освоил ряд конструкций электронасосов и вышел на мировой рынок, конкурируя с фирмами Reda Pump Co , Oilline и др. Сейчас завод Centrilift входит в состав известной фирмы Hughes tool Co., именуясь как Centrilift- Hughes Inc

В течении ряда лет фирма Oilline входила в состав корпорации FMC занимавшейся производством оборудования для сельского хозяйства, транспортного , упаковочного, нефтяного оборудования , насосов и др. В конце 70-х гг известная фирма по производству гидропоршневых насосов КОВ купила фирму Oilline и сейчас совершенствует и расширяет произ-водство ПЦЭН. Фирма Oil Dynamics Inc. самая молодая из выше названных четырёх фирм по производству ПЦЭН. Фирмой Oil Dynamics Inc. в настоящее время производится 15 тип-размеров установок.

2.1 Конструктивные особенности исполнения отдельных деталей

Эти предприятия получают со специализированных заводов трубные заготовки из качественной стали с гладкой зеркальной поверхностью и точно выдержанным размером внутреннему диаметру. Заготовки корпусов поставляются после термообработки.

Заготовки валов поставляют из К -Монель- металла с гладкой поверх-ностью, с точно выдержанными диаметрами, кривизной не превышающей 0,028 мм на погонную длину 1м.

В США погружные насосы изготовляют как в односекционном, так и в двух-, трёх- и четырёхсекционном исполнении в зависимости от заданного напора.

Характерной чертой насосов фирмы Byron Jackson, отличающей их от других конструкций насосов, является отсутствие пяты у вала насоса как в односекционном, так и многосекционном насосе. Осевая сила, действующая на торец вала в результате давления, развиваемого насосом, и массы самого вала воспринимается пятой, расположенной в секции уплотнения (протектора). В секционных насосах валы стыкутся, упираясь друг в друга и образуя как бы единый вал большой длины. Размещение осевой опоры насоса в секции уплотнения имеет определённый смысл, т.к. пята в этом случае работает в чистом масле.Следоватально, её надёжность должна быть больше, чем у пяты, работающей непосредственно в пластовой жидкости.

У первых конструкций насосов фирмы Reda осевая опора вала выполнена в виде радиально-упорных шарикоподшипников типа “дуплекс“, расположенных в нижней части в специальной камере.

В насосах фирмы Byron Jackson длина вала 3 - 4 секций может достигать 25...30 м. Соединяются валы между собой и с валом секции уплотнения посредством шлицевых муфт, торцы их упираются друг в друге через штифт или шайбу в шлицевой муфте.

Чтобы придать устойчивость валу во время работы, фирмой Byron Jackson предложено применять промежуточные резинометаллические подшипники, ставя их через 6 ступеней. В отличие от отечественных конструкций резинометаллические подшипники фирмы Byron Jackson устанавливаются не вместо соответствующих ступеней, а монтируются в направляющие аппараты.

Насосы фирмы Reda Pump отличаются конструктивным исполнением отдельных деталей. Прежде всего следует отметить, что насосы фирмы Reda Pump имеют левое направление вращения вала, если смотреть сверху.

Ловильная головка и основание выполнены отдельными элементами конструкции с таким расчётом, что могут быть присоединены как к одно- , так и к многосекционному насосу. Это способствует унификации деталей и узлов.

В большинстве конструкций насосов Reda Pump в верхней части отсутствует пята. Вместо пяты часть рабочих колёс ( до 40 %) строго фиксируется в осевом направлении на валу с помощью упоров, закреплён-ных в выточках на валу насоса. Таким образом, верхняя часть рабочих колёс , втулки которых упираются друг в друга, удерживается от осевого перемещения .

В погружных насосах фирмы Byron Jackson осевые силы от рабочих колёс плавающего типа ступеней, коэффициент которых ns < 200, воспринимаются направляющими аппаратами одновременно на две поверхности опор при направлении силы вниз и на одну поверхность в случае всплытия рабочего колеса вверх. Такую конструкцию ступени называют двухопорной

Двухопорные ступени применяются также фирмами Reda Pump Co., Oilline и Oil Dynamics и Oilline в тех случаях в тех случаях, когда необходимо уменьшить удельную нагрузку на опору.

В отличии от одноопорной конструкции ступени , двухопорная ступень, кроме основной опоры, опирающейся на бурт направляющего аппарата , имеет вторую опору , опирающуюся на втулку направляющего аппарата. Таким образом, общая площадь увеличивается, удельная нагрузка на опору уменьшается, а сл-но, уменьшается износ и увеличивается долговечность.

Двухопорная ступень позволяет вводить в работу опоры поочерёдно, за счёт толщины опорных шайб или соответствующих осевых размеров буртов

Ступени с разгрузочными отверстиями в рабочем колесе широко приме-няются в насосах фирм Reda Pump , Oilline и Oil Dynamics.

Ступень такой конструкции снижает осевую силу до 25% и, сл-но , не нуждается во второй опоре. Однако при этом снижается КПД на 4...6 %. В погружных насосах, КПД ступеней которых и без того низкий, разгрузочные отверстия в рабочих колёсах не делают.

Зарубежными фирмами уделяется большое внимание чистоте проточных каналов рабочих элементов насосов, т. к. от этого зависит КПД ступеней. Фирма Byron Jackson, например, отливает рабочие колёса и направляющие аппараты презиционным способом, что обеспечивает чистую гладкую поверхность проточных каналов.

Рабочие колёса, отлитые презиционным способом, имеют равномерную толщину дисков, лопастей, втулок, строгую концентричность элементов, благодаря чему обеспечивается нужная балансировка всех рабочих колёс.

2.3 Условия работы насосов в Западной Сибири

Одна из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений Западной Сибири в последнее время- массовый перевод добывающих на механизированый способ эксплуатации. Этот процесс поставил перед производством ряд качественно новых проблем.

Геометрические и технологические условия эксплуатации западносибирских месторождений в значительной степени отличаются от соответствующих условий в промышленно освоеных нефтяных регионах России. Добываемая продукция имеет специфические особенности , осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти.

Одна из самых сложных проблем , обусловлена разбуриванием скважин в Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами(ННС). Наклонно направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти.

К числу упомянутых факторов следует отнести:

большую глубину скважин

высокую температуру на забое

вынос мехпримесей

наличие интервала глубин с вечной мерзлотой

низкую температуру

отложения парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях

высокий газовый фактор

малую минерализацию пластовых вод

Большая глубина скважин (~3000 м) является причиной снижения отборов жидкости из пласта, а также малой эффективности технологии освоения скважин после бурения и ремонта.

Низкая температура (45 и ниже) в совокупности с малой минерализации пластовых вод(p=1,007г/cm) является причиной замерзания выкидных линий скважин , гидросистем, сборных коллекторов в период временного прекращения перекачки или снижения расхода жидкости. По причине замерзания выкидных линий и скважин число простаивающих скважин может доходить до 25%.

При таких низких температурах усложняется обеспечение нормальной работы систем ППД . Вынос мехпримесей из-за слабой сцементированности породы пласта наряду с их привнесением с поверхности при подземных ремонтах приводит к накоплению и забиванию рабочих органов электроцентробежных насосов(ЭЦН), осложнениями при освоении скважин.

Во многих случаях подбор глубинного оборудования , режимов откачки и способов эксплуатации не соответствует добывным возможностям скважин. Объемы исследования скважин также должны быть увеличены. Отсутствие методов подбора , основанных на теории эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин , не позволяют осуществлять правильный подбор оборудования и устанавливать причины выхода из строя насосов и отсутствия подачи.

Ранний набор кривизны и высокая интенсивность искривления являются причиной сложных аварий насосного оборудования, связанных со сквозным износом труб или истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности.

Указанные факторы в сочетании с дефицитом оборудования приводят к увеличению приводят к увеличению бездействующего фонда скважин.

Причины бездействия скважин:

нарушение изоляции кабеля

полет ЭЦН

прихват ЭЦН

отсутствие подачи

отсутствие оборотов

отсутствие циркуляции и притока

неисправность наземного оборудования

По вышеперечисленным причинам отключено около 17% скважин бездействующего механизированного фонда. Отсутствие учета кривизны ствола скважины в рабочей зоне насоса и температурного режима также вызывает повышение частоты отказов подземного оборудования, связанное с заклиниванием плунжерной пары.

Анализ промысловых данных показывает , что из 117 ПРС , проведенных в 1994г. на Мамонтовском месторождении, 84 были вызваны неполадками в узлах глубинного насоса.

Основными причинами указанных тенденций являются:

Низкое качество подготовки насоса для спуска в скважину

Отсутствие надежных защитных устройств у приема насоса от поступления мехпримесей с забоя скважины

Отсутствие методики учета теплового режима работы насоса

Остаточная деформация цилиндра насоса во время СПО, несоблюдение скорости спуска, незнание опасных участков кривизны.

3. ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

3.1 Описание конструкции ЭЦН

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износоустойчивой, а также повышенной коррозионной стойкости. Диаметры и состав узлов насоса в основном одинаковы для всех исполнений насоса.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99 %. Механических примесей и сероводорода в откачиваемой жидлкости должно быть не более 0,01 мас.%. По требованиям технических условий завода-изготовителя, содержание свободного газа на приёме насоса не должно превышать 25 %. Рабочим органом скважинного центробежного насоса служит ступень ,состоящая из рабочего колеса и направляющего аппарата .Колесо и аппарат чугнные. Рабочее колесо связано с валом шпонкой, передающей крутящий момент. В осевом направлении рабочее колесо на валу не закреплено - оно может передвигатся.

Рабочее колесо имеет в нижней и верхних частях текстолитовые опорные кольца. Нижнее кольцо опирается на бурт направляющего аппарата и воспринимает осевые силы, возникающие при работе колеса. Часть осевых сил, действующих на рабочее колесо, может передаваться валу за счет трения колеса о вал и за счет прихвата колеса на валу при отложении солей в зазоре между валом и колесом. Но в новом насосе основная осевая сила, действующая на вал - давление откачиваемой жидкости на его верхний торец .

На рис.1 показан скважинный центробежный насос в сборе. Осевое усилие, действующее на вал, воспринимается гидродинамической пятой Вал расположен в радиальных подшипниках скольжения . Радиальными подшипниками вала являются и опоры скольжения у втулок вала и внутреннего диаметра направляющих аппаратов у каждой ступени. Крутящий момент передаётся от вала к рабочим колёсам через шпонку . Вся сборка ротора насоса размещена в корпусе и сжата сверху корпусом подшипника, а внизу основанием , на котором размещена приёмная сетка . В верхней части насоса на корпус подшипника навёрнута ловильная головка насоса, в которой имеется резьба для соединения с НКТ. Вал насоса соединяется с валом гидрозащиты шлицевой муфтой .

Гидродинамическая пята имеет вращающуюся с валом пяту и подпятник . Пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпятник. Она обычно изготавливается из бельтинга, пропитанного графитом с резиной и завулка-низированного в прессформе. 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, незначительные потери энергии на трение в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.

Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 400). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15-20 м) затрудняет транспортировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса. Высоконапорные насосы составляются из нескольких секций. Длина корпуса в каждой секции не более 5,5 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами, а валы - шлицевыми муфтами. Каждая секция насоса имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Основание и приёмную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку имеет только верхняя секция насоса. Верхняя секция высоконапорного насоса может иметь длину меньшую, чем 5,5м, в зависимости от числа ступеней, которые надо в ней разместить.

Скважинные центробежные насосы могут быть выполненны и для осложненных условий, например, для отбора жидкости с большим содержанием песка, отбора жидкости с повышенной коррозионной агрессивностью. Для отбора жидкости с большим содержанием механических примесей ( в основном песка) предназначаются насосы ЭЦНИ. Они расчитаны на отбор жидкости с содержанием 0,05% ( 0,5 г/л ) мех. примесей.

Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкцию насоса внесены следующие основные изменения:

Чугунные рабочие колёса заменены пластмассовыми из полиамидной смолы, стойкой против износа свободно несущимся абразивом и не набухающей в воде.

Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка.

Для уменьшения износа ступиц рабочих колёс и вала ставятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении. Таким образом, снимаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.

Второе специальное исполнение скважинного центробежного насоса с повышенной коррозионной стойкостью конструктивно мало отличаются от насоса обычного исполнения. Эти насосы предназначены для отбора жид-кости с повышенным содержанием сероводорода - до 0,0125 мас.% (1.26 г/л) и водородным показателем рН= 6,0 - 8,5. Детали этого насоса аизготовлены из коррозионностойких материалов. В шифр изноустойчивых насосов добав-ляют букву И - ЭЦНИ, а с повышенной коррозионной стойкостью букву К - ЭЦНК.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ

4.1 Монтаж и транспортировка

Прежде чем монтировать установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовит скважину для её эксплуатации. Перед спуском погружного агрегата проверить внутренность обсадной колонны от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 - 150 м. Проверка осуществляется специальным шаблоном , диаметр которого несколько превышает максимальный диаметральный габарит погружного агрегата.Перед доставкой погружного электронасоса на скважинудолжно быть тщательно осмотрено и проверено всё оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации.В насосе проверяют своьодное вращение вала от руки при помощи шлицевого ключа. При приложении крутящего момента не более 0,85 кгсм вал насоса должен проворачиваться без заеданий. После проверки оборудования насос, двигатель и протектор в несочленённом виде перевозят на скважину на транспортировочном агрегате АТЭ-6 оборудованном краном для погрузки и разгрузки (рис.5). Оборудование размещают на платформе агрегата по всей длине и укладывают на специальных подкладках. Свисание оборудования не допускается. Агрегат монтируется на шасси автомобиля

КрАЗ -255Б, снабжен гидравлическим краном для погрузки и разгрузки оборудования установки.

При отсутствии специальных машин оборудование УЭЦН перевозят на бортовых автомашинах с длинным кузовом, при этом насос и двигатель транспортируют в специальных футлярах. Можно использовать для перевозки специальные сани. Кабель перевозтся намотанным на барабан. Станция управления необходимо перевозить с соблюдением правил транспортирования КИП и А.

Монтаж агрегата с гидрозащитой типа К выполняется в следующей последовательности.

Хомут закрепляют на головке электродвигателя, после чего последний опускают в скважину до посадки хомута на колонный фланец обсадной колонны.

При помощи хомута, закреплённого на корпусе протектора под его головкой, поднимают протектор над скважинной. Постепенно опуская протектор, соединяют его вал с валом двигателя шлицевой муфтой .

Устанавливают пружинные шайбы на шпильки, и гайками закрепляют протектор с двигателем, обеспечивравномерную и надёжную затяжку гаек.

При помощи хомута, закреплённого под головкой протектора, приподнимают протектор с двигателем над скважиной и соединяют кабельную муфту с концами обмотки статора двигателя.

В скважину опускают двигатель с протектором до посадки хомута на фланец обсадной колонны.

Подсоединив ЭД через станцию управления и автотрансформатор к электрической сети при помощи кабеля, устанавливают путём кратковременного включения направление вращения вала двигателя. Вращение должно быть по часовой стрелке, если смотреть сверху вниз.

Отсоединяют ЭД от сети, сделав на основном кабеле соответствующие отметки, что необходимо для правильного последующего включения двигателя в сеть.

Из ловильной головки насоса вывинчивают упаковочную пробку и, ввернув на её место переводник, поднимают насос над скважиной на

элеваторе, а затем, медленно опуская его, соединяют валы протектора и насоса шлицевой муфтой.

Соединяют корпуса протектора и насоса болтами, равномерно и надёжно затягивая их.

4.2 Ремонт ЭЦН

Наиболее часто в УЭЦН выходят из строя узлы скважинного электро-привода ( погружной электродввигатель и кабель) : 80% ремонтов установок связано с выходом из строя этих узлов. Реже подвергаются ремонту насос и гидрозащита двигателя.

В насосе обычно ремонтируются рабочие колёса и направляющие ап-параты, заменяются текстолитовые кольца рабочих колёс, подшипники скольжения.

Для ремонта скважинного оборудования в НГДУ имеются специализи-рованные мастерские. Линия ремонта скважинного насоса имеет стеллажи и лебёдки для выпрессовки ступеней насоса из корпуса и запрессовкиих в корпус. На стелажах сборку ротора насоса разбирают на детали, которые идут на мойку. Мойка должна быть механизированна, поскольку очищение деталей от нефти, парафина и солей - трудоёмкая операция с применением керосина и других вредных моющих средств. В рабочих колёсах заменяют текстолитовые кольца, а при повреждении самого рабочего колеса или направляющего аппарата их обычно заменяют полностью. В некоторых случаях возможна вырезка на токарном станке изношенных мест и запрессовка на их место (в рабочее колесо или направляющий аппарат) новых элементов этих деталей.

Технология ремонта предусматривает следующие работы:

очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и.д.;

разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебёдки с целью извлечения пакета;

разборку пакета и отдельных узлов;

мойку разобранных частей;

дефектовку разобранных деталей и подшипников;

пополнение комплекта деталей, подшипников, деталей и узлов насоса вместо забракованных;

сборку, смазку и регулировку насоса;

испытание насоса в соответствии с техническими условиями;

проверку крепления насоса и его герметичности, пайку и лужение швов;

установку упаковочных крышек.

Отремонтированный собранный насос проверяется на свободу вращения вала, величину его осевого люфта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВНИИОЭНГ «Погружные центробежные насосы зарубежных фирм» Москва 1985г. Выпуск 10

Урзаков К.Р. «Особенности насосной добычи на месторождениях западной сибири» Москва 1997г.

Айзенштейн М.Д. «Центробежные насосы для нефтяной промышленности» Москва 1957г.

Касьянов В.М. «Гидромашины и компрессоры» Москва 1981г.

Чичеров Л.Г. «Нефте-промысловые машины и механизмы»

Москва1983г.

Каталог центробежных насосов компании Emet Impex Pl

Варшава 1998г.