3.3 Погружной центробежный насос

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких - чугуна типа «нирезист», износостойких колес - их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса - напора, но не более четырех. Длина секции до 5,5 м. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля - секции, модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

3.4 Погружные электродвигатели [9]

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110є С , содержащей:

-мехпримесей не более 0,5 г/л;

-свободного газа не более 50%;

-сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до 1,25 г/л.

Давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа. Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ. Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170є С, остальных электродвигателей 160є С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 кВт) и протектора. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

3.5 Гидрозащита электродвигателя

Гидрозащита представляет собой элемент УЭЦН выполняющий следующие функции:

- предотвращение проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя;

- компенсация изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя;

- передача крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см³, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.



4. Правила монтажа и эксплуатации [6]

4.1 Монтаж и спуск погружного насосного агрегата в скважину

Перед монтажом погружного насосного агрегата:

1) очистить от влаги, грязи, пыли и вытереть насухо все наружные поверхности собираемых сборочных единиц насоса и двигателя, кабеля в сборе и фланец колонной головки скважины;

2) снять упаковочную крышку с удлинителя, промыть внутреннюю полость с контактами маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ и проверить сопротивление изоляции кабеля в сборе между жилами и между каждой жилой и броней. Оно должно быть при температуре окружающей среды и в перерасчете на 1 км длины.

Монтаж производить в следующей последовательности:

1) установить монтажный хомут элеватор ХМ - 3 в проточку головки модуля - секции, соединенного с входным модулем, и поднять сборку над устьем скважины;

2) снять упаковочную крышку с входного модуля, снять шлицевую муфту с вала и при помощи шлицевого ключа проверить вращение вала сборки;

3) снять крышку с головки гидрозащиты;

4) установить на вал гидрозащиты снятого с вала входного модуля шлицевую муфту;

5) отпустить плавно сборку так, чтобы шлицы вала сочленились со шлицевой муфтой, и отпускать далее до касания привалочной плоскости фланца входного модуля с привалочной плоскостью верхней головки гидрозащиты. При этом грань на верхней головке гидрозащиты П92 и П92Д (ПК92 и ПК92Д), к которой будет прилегать удлинитель (плоский кабель) кабеля в сборе, необходимо совместить с лыской на фланце входного модуля. В случае гидрозащиты ПII4 и ПIIД (ПКII4 и ПКII4Д) лыску на фланце входного модуля необходимо совместить с пазом на фланце нижней головки гидрозащиты;

6) установить на шпильки стопорные планки, навинтить гайки и равномерно затянуть соединение от руки гаечным ключом. Застопорить гайки, отогнув усы стопорных планок на грани гаек. Отогнутые усы не должны выступать за фланец входного модуля сборки;

7) приподнять плавно сборку, снять хомут-элеватор с головки гидрозащиты, плавно поднять сборку до выхода кабельного ввода, не допуская трения плоского кабеля о стенку фланца колонной головки;

8) прикрепить плоский кабель поясом при помощи плоскогубцев к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и электродвигателя;

9) опустить плавно сборку, а плоский кабель вдоль образующей корпуса гидрозащиты, и прикрепить его поясом к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и входного модуля;

10) опустить немного сборку, установить плоский кабель между ребрами модуля-секции и , прижимая его к сборке, прикрепить поясом выше сетки входного модуля и выше ребер;

11) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

12) установить монтажный хомут-элеватор ХМ-3 в проточку головки модуля-секции (без модуля головки для многосекционного насоса и с модулем головкой односекционного насоса) и поднять его над устьем скважины;

13) снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля- секции, поврежденное кольцо заменить;

14) снять упаковочную крышку с модуля секции, опущенного в скважину;

15) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля-секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля- секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции;

16) совместить отверстие во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки.

17) приподнять плавно сборку, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько раз приподнять сборку, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей- секций и к верхнему модулю-секции выше ребер;

18) опустить плавно сборку, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса модуля секции, и прикрепить его поясом к модулю-секции в его средней части;

19) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

20) смонтировать, как указано выше, остальные модули -секции( без модуля - головки для многосекционного насоса);

21) установить монтажный хомут-элеватор в проточку головки модуля-секции, соединенного с модулем головкой, и поднять его над устьем скважины;

22) снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля-секции, поврежденное кольцо заменить;

23) снять упаковочную крышку с модуля -секции, поврежденное кольцо заменить;

24) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля-секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля-секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции;

25) совместить отверстия во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки;

26) приподнять плавно смонтированный насосный агрегат, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько приподнять насосный агрегат, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю-секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей -секций и к верхнему модулю- секции выше ребер;

27) опустить плавно насосный агрегат, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса модуля-секции, и прикрепить его поясом к модулю секции в его средней части;

28) опустить плавно насосный агрегат до посадки монтажного хомута элеватора на фланец колонной головки;

29) вывернуть из модуля -головки упаковочную пробку, ввернуть в модуль-головку обратный клапан, а в него -спускной;

Для скважин, имеющих высокий газовый фактор, обратный и спускной клапаны следует устанавливать выше модуля-головки насоса, на расстоянии, определяемом экспериментальным путем в зависимости от величины газового фактора. В этом случае клапаны должны располагаться ниже сростки плоского кабеля с основной длиной кабеля в сборе;

30) ввернуть в спускной клапан при помощи переводника первую насосно-компрессорную трубу. Переводник не требуется, если резьба трубы и спускного клапана одинакова;

31) приподнять плавно насосный агрегат, снять монтажный хомут-элеватор, установить плоский кабель между ребрами модуля-головки, прикрепить его поясами к модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модуля- секции и модуля-головки, к модулю-головке выше ребер и к спускному клапану;

32) опустить плавно насосный агрегат до посадки трубного элеватора на фланец колонной головки;

33) приподнять насосный агрегат и установить на фланце колонной головки пьедестал открытым затвором, закрепить пьедестал болтами так, чтобы внутренняя цилиндрическая расточка его корпуса была сосна с внутренней цилиндрической поверхностью колонной головки, а кабель выходил в боковую прорезь, закрыть затвор пьедестала;

34) спустить насосный агрегат в скважину на установленную глубину на насосно-компрессорных трубах, прикрепляя к ним кабель поясами на расстоянии 200-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты трубы.

В месте сростки кабеля, прикреплять кабель к трубе следует на расстоянии 150-200 мм выше и ниже сростки, сростку не располагать на муфте трубы. Если сростка попадает на муфту, заменять трубу на трубу необходимой длины.

Кабель следует прикреплять к насосно-компрессорным трубам, не допуская закручивания кабеля по винтовой линии вокруг труб при их свинчивании и спуске.

При спуске натяжение кабеля должно осуществляться за счет его собственного веса на участке между роликом(подвеской) и кабеленаматывателем. Нельзя допускать ослабления натяжения кабеля и волочения кабеля по земле.

Спуск необходимо производить плавно со скоростью не более 0,25 м/с. При прохождении участков колонны с большой кривизной и мест перехода колонны на меньший диаметр труб скорость спуска необходимо снижать до 0,1 м/с.

Через каждые 300 м спущенных труб необходимо замерить величину сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель». При снижении сопротивления изоляции ниже 5 МОм насосный агрегат необходимо поднять.

Во время работ по спуску насосного агрегата нельзя допускать падения в скважину каких-либо предметов;

35) снять пьедестал;

36) подвесить насосный агрегат на колонной головке;

37) гермитизировать и обвязать устье скважины в соответствии с требованиями, изложенными в паспорте.

4.2 Техническое обслуживание

В процессе эксплуатации скважин погружными установками контролируются следующие параметры: количество откачиваемой жидкости, содержание попутной воды в откачиваемой жидкости и ее водородный показатель, концентрацию твердых частиц и сероводорода, микротвердость частиц по Моосу, температуру откачиваемой жидкости на выходе из насоса, динамический уровень, буферное давление, сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель», величину тока двигателя.

Характеристика пластовой жидкости замеряется один раз в месяц. Параметры работы установки и скважины проверяются не реже одного раза в неделю. Данные о работе установки заносятся в эксплуатационный паспорт.

Величина тока двигателя при установившемся режиме не должна превышать его номинального значения.

При снижении сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель» до величины менее 0,05 МОм рекомендуется остановить работу установки.

Фиксируются все остановки погружного насосного агрегата и их причины. При остановках проверяйте надежность кабелей, внешних соединений наземного оборудования.

Контрольно-профилактические работы и техническое обслуживание наземного электрооборудования проводите в соответствии с их инструкциями по эксплуатации.

5. Техническая и экологическая безопасность [12]

скважина насос нефтяной

5.1 Экологическая безопасность

Относительно небольшие объемы хозяйственной деятельности, значительная географическая рассредоточенность производственных объектов, сравнительно высокая устойчивость экосистем, находящихся под воздействием этих объектов, - те факторы, которые ослабляют негативное техногенное влияние на окружающую среду.

Индивидуальные и кустовые месторождения относятся к числу одних из основных загрязнителей окружающей среды, поэтому данной проблеме уделяется большое внимание.

Наибольшую опасность представляет загрязнение гидросферы и атмосферы. Нефть, сточные воды, различные по своему составу отходы, нефтепродукции загрязняют почвогруппы, поверхностные и грунтовые воды.

Нефть, попадая в грунт, под действием гравитационных сил протекает в него, а за счет сил поверхностного натяжения нефтяное пятно увеличивается. При попадании нефти на землю кислородный слой почвы не восстанавливается в течении длительного периода. При добыче нефти с помощью УЭЦН на поверхность вместе с ней извлекается большое количество пластовой, высоко минерализованной воды, сброс которых без тщательной предварительной очистки в открытые водоемы приводит к полному уничтожению в них флоры и фауны.

Охрану недр, профилактику флюидопроявлений из ликвидированных скважин обеспечивают недропользователи. Охрана природных ресурсов осуществляется с помощью контроля за изменением химического состава пресных вод (открытых водоемов, скважин), контроля технического состояния скважины.

На скважинах оборудованных погружными центробежными электронасосами охрана окружающей среды производится следующим образом:

1) не допускается утечки добываемой жидкости через фланцевые соединения устьевой арматуры;

2) не допускается утечки жидкости в системе трубопроводных линий;

3) не допускается утечки попутного газа из затрубного пространства;

4) во избежании аварийных остановок установки не допускается использование в работе физически устаревшее оборудование без замены по износившихся узлов и деталей.

Экологические проблемы при добычи нефти установками погружных центробежных электронасосов, стоящие перед предприятием, решаются или намечаются к решению по возможности комплексно, по различным направлениям с охватом разных этапов и видов основной деятельности.

Организацию и выполнение природоохранных мероприятий и работ осуществляет каждое структурное подразделение ОАО с помощью отдела охраны окружающей среды. Отдел охраны природы при службе главного инженера выполняет контроль и методическое руководство природоохранной деятельностью структурных подразделений, планирует мероприятия предприятию в целом. В настоящее время отделом охраны природы разрабатывается и поэтапно вводится новая система организации природоохранной деятельности предприятия. Ключевыми моментами этой системы являются четкое разграничение функций; охват новых направлений природоохранной деятельности; исключение ситуаций "размытой", неопределенной ответственности за нарушения производственной, исполнительской и технологической дисциплины, приводящие к загрязнению окружающей среды; четкая регламентация различных процедур; соответствие этой системы действующему природоохранному законодательству и другим нормативным правовым актам. Разработка всех предпроектных и проектных документов по намечаемым объектам хозяйственной деятельности сопровождается процедурой оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) или, как минимум, включает раздел "Охрана окружающей среды". При этом проектировщики испытывают трех стадийное вмешательство экологов в разрабатываемую документацию. На первой стадии свои условия ставят специалисты отдела экологии института, выполняющие процедуру ОВОС намечаемой деятельности. На второй стадии проектная документация проходит производственную экологическую экспертизу, которую выполняет отдел охраны природы, входящий в службу главного инженера. Третья стадия - это государственная экологическая экспертиза, на которую направляются практически все вновь разрабатываемые проектные.

Одним из последних требований отдела охраны природы к проектам обустройства месторождений является неформальная проработка возможных аварийных ситуаций на производственных объектах, детальный анализ возможных сценариев развития аварийных ситуаций, прогноз распространения зоны загрязнения, определение мест расположения защитных гидротехнических сооружений, их главных характеристик и основных проектных решений по их строительству для наиболее аварийно-опасных объектов и участков.

Предварительная проработка этих вопросов в случае аварии позволит немедленно приступить к работам по локализации нефтяного разлива и обеспечить уменьшение площади и степени загрязнения земель и водных объектов.

В функцию производственного экологического контроля за стадией проектирования входит также проверка выполнения подрядчиком требования ст. 37 Закона РФ "Об охране окружающей среды" о получении положительного заключения государственной экологической экспертизы на проектную документацию.

Профилактика загрязнения окружающей среды в результате аварий включает работы по капитальному ремонту и реконструкции трубопроводов, строительство и ввод в действие установок предварительного сброса воды, технические мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов, резервуаров и оборудования, снижению коррозионной активности перекачиваемых по трубопроводам флюидов. В рамках этого направления используется ингибиторная защита. Закупаются качественные трубы и трубопроводная арматура.

С целью охраны водных объектов выполняются два основных мероприятия: строительство канализационных очистных сооружений (КОС) для хозяйственно-бытовых сточных вод и сооружений очистки производственных сточных вод, а также работы по локализации и ликвидации нефтяных разливов.

Локализация нефтяных разливов выполняется силами НГДУ традиционными способами: обвалованием загрязненных участков суши, строительством дамб установкой переточных труб с гидрозатворами на водотоках, установкой боновых заграждений на водных объектах с последующей откачкой разлитой нефти.

При строительстве площадных объектов (кустов скважин, площадок ДНС и др.) основным воздействием на окружающую среду является изъятие части территории месторождения из общего пользования и преобразование существующего рельефа в результате проведения вертикальной планировки. Последняя предусматривает сплошную систему организации рельефа, что в случае размещения объектов без учета функции экосистем и невыполнения природоохранных мероприятий может нарушить компонентную структуру ландшафтов: нарушаются микрорельеф и поверхностный сток, возможно ухудшение гидрологического режима и, в первую очередь, происходит деформация почвенно-растительного покрова. При строительстве кустов скважин оборудованных УЭЦН необходимо произвести обваловку, которая препятствует разливу жидкости при аварии. Скважины необходимо размещать вне населенных пунктов.

Для стабилизации и улучшения экологической обстановки на территории месторождений необходимо проводить комплекс технологических и организационных мероприятий, предусматривающий:

а) прекращение сжигания нефтяного газа и его полную утилизацию;

б) замену старого оборудования новым, более надежным;

в) исключение аварийных разливов нефти, пластовых вод и других жидкостей;

г) своевременную рекультивацию земель;

д) строительство полигонов твердых бытовых отходов.

5.2 Правила техники безопасности в производственных помещениях

Выполнение мероприятий по эксплуатации УЭЦН с элементами повышающими надежность его эксплуатации в осложненных условиях, а именно, в скважинах со сложной конструкцией колонны требует выполнение типовых правил безопасности производства работ.

Конструкции, описанные в курсовом проекте при его изготовлении и внедрении проходят следующие производственные циклы:

металлообработка на токарном, фрезерном и сверлильном станках;

сварочные работы;

слесарные работы;

сборка гидрозащиты и насоса;

испытание УЭЦН с муфтами в сборе;

транспортировка по цеху и на скважину;

монтаж УЭЦН на скважине;

спуск УЭЦН в скважину;

пуск УЭЦН в работу.

Данные рабочие места должны удовлетворять требованиям к территории, объектам, помещениям, рабочим местам раздел 1.4, 1.5, 3.6, 3.12 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

В первую очередь мастерская или производственный корпус со всеми вспомогательными помещениями должны предусматривать выполнение следующих мероприятий по технике безопасности:

к работам при ремонте погружного электроцентробежного насоса допускаются люди физически здоровые и прошедшие инструктаж по технике безопасности и сдавшие экзамен;

при проведении погрузочно-разгрузочных работ с помощью крана необходимо выполнение «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов», к выполнению этой работы допускаются лица прошедшие проверку знаний, сдавшие экзамен и имеющие удостоверение крановщика;

применяемое при погрузочно-разгрузочных работах, разборке-сборке стропы и канаты должны быть прочными и без видимых механических дефектов, поэтому они регулярно осматриваются и испытываются на разрыв;

согласно ГОСТ 12.1.013-78 «Система стандартов безопасности. Строительство. Электробезопасность. Общие требования» все токоведущие части изолируются для предотвращения поражения электрическим током, токоведущие части, электродвигатели заключаются в прочные изолирующие оболочки, металлические части электродвигателей заземляются при помощи металлических проводников R=4 Ом, для нейтрали трансформаторов заземляются наглухо путем присоединения к наружному контуру заземления; для внутренней сети заземления используются металлические конструкции здания, стальные полосы сечением 4x25 мм и нулевые провода магистральной электропроводки;

в производственном корпусе производства, относящиеся к категории «В3», выделены в изолированные помещения; оборудование, в котором используется горючие вещества, герметизировано;

работы, связанные со значительным выделением вредностей, выполняются с обеспечением местных отсосов или общеобменной вентиляции;

мойка деталей, гидравлические испытания проводятся на отдельных участках;

объекты базы относятся к III категории молниезащиты; в качестве молниеприемников используется стальной профилированный настил; токоотводы, соединяющие профилированный настил с заземлителями, должны быть проложены по углам здания; величина импульсного сопротивления каждого заземлителя должна быть не более 20 Ом;

каждая машина, механизм или оборудование для экстренной остановки имеют кнопку «Стоп», оградительные, блокирующие, предохранительные и тормозные устройства; на каждой кнопке и рукоятке указано их назначение, направление включения и остановки;

к) все электроизмерительные приборы и средства защиты от поражения электрическим током проверяются в специальной лаборатории в соответствии с графиком и сроками испытания; специальной службой проверяется сопротивление изоляции кабелей и контур заземления;

л) ремонтный персонал обеспечивается исправным инструментом и специальными приспосаблениями, обеспечивающие безопасное ведение приемов труда;

м) грузозахватные приспособления и тара подлежат регулярному осмотру с записью в журнале; ежегодно в лаборатории проводится дефектоскопия крюков электроталей, хомутов и элеваторов;

н) согласно графика все грузоподъемные механизмы проходят техническое освидетельствование;

о) все механоэнергетическое оборудование ежегодно подвергается планово-предупредительному ремонту;

п) рабочее место содержится в порядке, в избежании различных несчастных случаев.



6. Расчетная часть

6.1 Расчет вала насоса УЭЦНК6 - 40 - 1250 [11]

Определение ориентировочного размера вала по внутреннему диаметру шлицев без учета влияния концентрации напряжений и изгиба вала d_1ВН, мм:

, (6.1)

где М_{кр max} - максимальный крутящий момент на валу насоса определяется по следующей формуле, кН м:

, (6.2)

где n - число оборотов вала, об/мин;

N_max - наибольшая мощность, то есть мощность на валу насоса.

.

Определим критическое напряжение R_кр, МПа:

, (6.3)

где R_z - допускаемое напряжение на кручение, МПа.

, (6.4)

где д_в - временное сопротивление разрыву материала вала. д_в =950 МПа;

n₁ = 1,8 - 2,6.

МПа,

МПа,

мм.

По стандарту принимаем диаметр вала равный 30 мм.

Определим вес в жидкости единицы длины вращающейся системы g, кг:

, (6.5)

гдеL_н - длина спуска насоса, L_н=1000 м;

m_т - вес 1 метра труб (гладких), m_т=13,67 кг;

G_дв - вес электродвигателя без протектора, G_дв=325 кг.

кг.

Определим стрелу прогиба шлицевого конца вала Ду, мм:

, (6.6)

где d - диаметр вала, d=30 мм;

n - скорость вращения вала, n=3000 об/мин;

Р - давление развиваемое насосом, Р= 22 Н/см².

мм.

Определим вес вала m, кг:

, (6.7)

где m_т - масса 1 м вала, m_т =5,07 кг/м.

кг.

Определим момент инерции вала I, Н/м:

, (6.8)

где d - диаметр вала, d=0,030 м.

Н/м.

Определим радиальную нагрузку Р₁, Н:

, (6.9)

где е - модуль упругости материала вала, е=2·10⁵ МПа;

l₁ - расстояние между точками приложения радиальных сил, l₁=1200 мм;

с - расстояние между точками приложения радиальных сил действующих на вал, с=800 мм;

b - расстояние от места приложения радиальной нагрузки к валу до выточки на нем.

Н.

Определим средний диаметр шлицев d_ср, м:



, (6.10)

где d₁ - диаметр вал, мм;

d - принятый по стандарту диаметр вала, d=30 мм.

.

Определим окружное усилие на среднем диаметре шлицов, Н:

, (6.11)

Н.

Определим величину радиального усилия Р₂, Н:

, (6.12)

Н.

Определим изгибающий момент в наиболее погруженном сечении М_{изг max}, Н·м:

, (6.13)

где b - расстояние от места приложения радиальной нагрузки к валу до выточки на нем, b=0,2 м.

Н м.

Определим высоту шлицев t, мм:

, (6.14)

где d_ср - средний диаметр шлицев, d_ср=28 мм.

мм.

Определим момент сопротивления изгиба W, мм²:

, (6.15)

где d_вн - внутренний диаметр шлицев, d_вн=26 мм;

а - ширина шлица, а=6 мм.

мм².

Определим напряжение изгиба в опасном сечении д_из, Н/мм²:

, (6.16)

Н/мм².

Определим момент сопротивления кручения W_к, мм³:

, (6.17)

где d - средний диаметр вала, d=30 мм.

мм³.

Определим напряжение кручения ф, Н/мм²:

, (6.18)

Н/мм².

Определим результирующее напряжение по теории предельных напряженных состояний по О. Мору у_экв, МПа:

, (6.19)

МПа.

Определим запас прочности по пределу текучести у_Т:

, (6.20)

где у_Т - предел текучести материала, у_Т=800 МПа.

.

6.2 Расчет колеса электроцентробежного насоса [11]

Определим внешний диаметр втулки d_вт, м:

, (6.21)

м.

Определим частоту вращения вала n₁, с^-1:

, (6.22)

где k - поправочный коэффициент в зависимости от ускорения вала в начале момента вращения, k=1,8.

с^-1.

Определим коэффициент быстроходности n_s:

, (6.23)

где Q - дебит скважины, Q=0,00032 м³/с;

g - ускорение свободного падения, g=9,8 м/с²;

Н_ст - напор, развиваемый насосом, Н_ст=1188,33 м.

.

Определим объемный КПД, з_об:

, (6.24)

.

Определим расход жидкости в каналах рабочего колеса Q_К, м³/с:

, (6.25)

м³/с.

Определим осевую скорость жидкости у входа в колесо С₀, м/с:

, (6.26)

м/с.

Определим диаметр входа в колесо D_о, м:

, (6.27)

где d_вт - внешний диаметр втулки, d_вт=0,0312 м.

м.

Определим радиус колеса у входной кромки лопасти D_i, м:

, (6.28)

м.

Определим ширину канала рабочего колеса у входной кромки лопасти b₁, м:

, (6.29)

где С_от - скорость потока на входе у лопастей до стеснения ими проходного сечения, равная С_о.

м.

Определим окружную скорость U₁, м/с:

, (6.30)

где щ - угловая скорость, w=34 с^-1.

м/с.

Определим коэффициент окружной скорости на входе С_1m, м/с:

, (6.31)

где R₁ - коэффициент стеснения в пределах от 1,1 до 1,25, выбираем R₁=1,25.

м/c.

Определим угол в₁:

, (6.32)

,

откуда в₁ = 58⁰61' (определяем по справочнику Брадеса).

Определим угол входной кромки лопасти в_1л:

, (6.33)

где д - угол атаки в пределах от 5⁰ до 10⁰, принимаем 7⁰.

.

Определим напор на трех колесах Н_т, м:

, (6.34)

где Н - напор насоса, Н=1188,33м;

Z - число ступеней насоса, Z=286;

3 - число секций.

.

Определим угловую скорость щ, с^-1:

, (6.35)

с^-1.

Определим окружную скорость U₂, м/с:

, (6.36)

где С_2u - коэффициент окружной составляющей абсолютной скорости жидкости при выходе из колеса определяется по следующей формуле:

, (6.37)

где с_к - коэффициент реакции для насосов в пределах от 0,7 до 0,75, принимаем 0,7.

,

м/с.

Определим диаметр колеса D₂, м:

, (6.38)

м.

6.3 Расчет перепускного клапана на усилие срабатывания

Произведем расчет усилия, необходимого для срабатывания перепускного клапана при давлении уменьшении давлении на приеме насоса в случае засорения фильтрующего элемента входного модуля или газосепаратора до 10 МПа.

Определим избыточное давление P_изб, МПа:

, (6.39)

где P₂ - давление жидкости снаружи перепускного клапана, P₂=14 МПа;

P₁ - давление жидкости во внутренних каналах перепускного клапана при условии несрабатывания обратных клапанов.

МПа.

Определим площадь проходного сечения обратных клапанов S_пр, мм²:

, (6.40)

где D_C - диаметр седла обратного клапана.

мм².

Определим усилие для срабатывания клапана при заданном давлении F_ср, Н:

, (6.41)

H.

Зная усилие и рабочее давление насоса в заданных условиях эксплуатации скважины можно подобрать необходимый обратный клапан для перепускного клапана и таким образом стабилизировать подачу жидкости в случае засорения фильтрующего элемента входного модуля или газосепаратора.



Вывод

На основании рассмотренного материала, анализа эксплуатации УЭЦН и информационного материала о перспективах разработки УЭЦН, можно сделать вывод, что для дальнейшего развития добычи нефти с помощью УЭЦН в России необходимо продолжить внедрение в производство передовых технологий направленных на снижение аварийности УЭЦН. Это достигается путем выполнения следующих мероприятий:

снижение естественной вибрации путем применения новых материалов, конструктивных доработок насосов;

применение страховочных и противополетных муфт;

повышение прочности отдельных узлов;

применение разработок понижающих степень засорения рабочих органов насоса;

устранение в установке опасных сечений;

подконтрольная эксплуатация УЭЦН силами работников заводов- производителей.

Рассмотренный в данном курсовом проекте перепускной клапан частично решает задачу эксплуатации скважин электроцентробежными насосами при условии присутствии в добываемой нефти большого количества механических примесей или газа.

Основной целью рассмотренного перепускного клапана является обеспечение поступления пластовой жидкости на прием насоса в случае засорения фильтрующего элемента входного модуля или газосепаратора, исключив при этом возникновение аварийной ситуации, связанной со срывом подачи пластовой жидкости насосом и отказом работы установки ЭЦН с последующим ее подъемом из скважины.



Список использованных источников

1 Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти - М.: Недра, 1968. - 384 с.

2 Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983. - 399 с.

3 Вагапов С.Ю. Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учеб. пособие / Ю.Г.Матвеева. - М.: Изд-во УГНТУ, 2003. - 166 с.

4 ГОСТ 12.1.013-78 Система стандартов безопасности. Строительство. Электробезопасность. Общие требования.

5 Закон Российской Федерации от 10.01.2002 N 7-Ф3 «Об охране окружающей среды» (в редакции от 25.06.2012).

6 Насосы центробежные погружные и агрегаты на их основе: Руководство по эксплуатации. - М.: ГМС Насосы, 2011. - 49 с.

7 Патент 66417 РФ, МПК E21B43/38. Погружной скважинный насосный агрегат для добычи нефти, шламоуловитель и предохранительный клапан погружного скважинного насосного агрегата / Говберг Артем Савельевич, Терпунов Вячеслав Абельевич; заявитель и патентообладатель «Центр разработки нефтедобывающего оборудования (ЦРНО) (SC)». - № 2007113036/22; заяв. 10.04.2007; опуб. 10.09.2007, Бюл. № 27. - 18 с.

8 Патент 2480630 РФ, МПК F04D15/02 F04D13/10. Клапан перепускной для погружного центробежного электронасоса / Шрамек В.Б., Саблин А.Ю., Матвеев Д.Ф., Смирнов И.Г.; заявитель и патентообладатель общество с ограниченной ответственностью "Русская электротехническая компания". - № 2011139811/06; заяв. 29.09.2011; опуб. 27.04.2013, Бюл. № 12. - 8 с.

9 Погружные двигатели [Электронный ресурс]. URL: сайтнефтиигаза.рф/2011/09/pogrujnye_dvigateli (дата обращения: 17.12.2013).

10 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Госгортехнадзор России, 2003. - 161 с.

11 Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: Учеб. пособие для вузов / Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов, А.М. Рабинович и др. - М.: Недра, 1987. - 422 с.

12 Руководство по эксплуатации УЭЦНМ РЭ.: - М.: изд. з-да «Борец», 1987.- 118 с.

13 Установки центробежных насосов [Электронный ресурс]. URL: znanie.podelise/ru/docs/91969/index-4533-1.html (дата обращения: 17.12.2013).

Размещено на Allbest.ru