Электроцентробежный насос

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Назначение и основные условия эксплуатации УЭЦН

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: по дебиту 40-1000 м³/сут; по напорам 740-1800 и (для отечественных насосов). Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам. Все эти факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов эксплуатации скважин.

Установки погружных насосов спускаются в скважину на НКТ следующих диаметров: 60 мм при дебите жидкости Q_№до 150 м³/сут, 73 мм при 150 < Q» < 300 м³, - сут. 89 мм при Q_e > > 300 м³/сут. Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов. Желательно подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД минимальной потребной мощности. Установки ЭЦН могут работать с жидкостями, содержащими до 1.25 г./л H, S, тогда как обычные установки, - с жидкостями, содержащими до 0,01 г./л H_:S.

Насосы обычного исполнения рекомендуются для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости до 0.1 г./л механических примесей; насосы повышенной износостойкости - для скважин с содержанием в откачиваемой жидкости свыше 0,1 г/л, но не более 0.5 г./л механических примесей; насосы повышенной коррозионной стойкости - для скважин с содержанием сероводорода до 1,25 г. л и водородным показателем рН 6,0-8,5.

Для отбора агрессивных пластовых жидкостей или жидкостей со значительным содержанием механических примесей (песка) используются диафрагменные скважинные насосные установки. Они относятся к объемным плунжерным насосам с электроприводом. [2]

В установку ЭЦН входят погружной электронасосный агрегат, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос; кабельная линия, спускаемая в скважину на подъемных насосно-компрессорных трубах; оборудование устья типа ОУЭН 140-65 или фонтанная арматура. АФК1Э-65х14; станция управления и трансформатор, которые устанавливаются на расстоянии 20-30 и от устья скважины. По кабельной линии подводят электроэнергию к двигателю. К насосу и насосно-компрессорным трубам кабель крепят металлическими поясами. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапаны. Откачиваемая жидкость из скважины поступает на поверхность по колонне НКТ. Погружной электронасос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеет на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Критерий применимости УЭЦН:

1 Промышленностью выпускаются насосы для отбора жидкости 1000м3 в сутки при напоре 900 м

2 Содержание сероводорода в добываемой продукции - до 0,01

3 Минимальное содержание попутной воды до 99%

4 Содержание механических примесей до 0,5

5 Содержание свободного газа не более 25%

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100.

У - установка; 2 (1) - номер модификации;

Э - с приводом от погружного электродвигателя;

Ц - центробежный;

Н - насос;

И - повышенной износостойкости (К - повышенной коррозионной стойкости);

6 (5; 5А) - группа установки;

350 - подача насоса в оптимальном режиме по воде в м³/сут;

1100 - напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов. К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор. Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

ЭЦН для нефтяных скважин включает:

Схема электроцентробежного насоса

электрический центробежный насос технический

2. Конструкция и технические параметры УЭЦН. Типовые схемы установки на объектах эксплуатации

Погружной центробежный насос изготавливают в секционном (ЭЦН) или модульном (ЭЦНМ) исполнении. Насос в секционном исполнении (ЭЦН), в общем случае, содержит нижнюю секцию с приёмной сеткой, среднюю секцию и верхнюю секцию с ловильной головкой, причём средних секций может быть несколько. Широко применяются варианты комплектации насосов средней секции с дополнительным входным модулем - приёмной сеткой - вместо нижней секции, а также модуль-головкой - вместо верхней секции. В этом случае насосы называются модульными (тип ЭЦНМ).В тех случаях, когда требуется устранить вредное влияние свободного газа на работу насоса, вместо входного модуля устанавливается газосепаратор. Нижняя секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колёс и направляющих аппаратов, верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух рёбер для защиты кабеля, резиновых колец, приемной сетки, шлицевой муфты, крышек, и промежуточных подшипников. [1]

Для повышения допустимого газосодержания нефти, поднимаемой на поверхность, и повышения всасывающей способности в ЭЦН используют следующие методы:

- применение сепараторов различных конструкций на входе, где происходит отделение газа;

- установка на приеме диспергирующих устройств, где происходит измельчение газовых включений и подготовка однородной жидкости;

- применение комбинированных «ступенчатых» насосов (первые ступени имеют большее проходное сечение - рассчитаны на большую подачу);

Российскими производителями выпускаются газосепараторы в соответствии с нормативными документами типов: модули насосные - газосепараторы МНГ и МНГК; модули насосные - газосепараторы Ляпкова МН ГСЛ; модули насосные газосепараторы МНГБ5 (производства ОАО «Борец»). По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными. Они представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами.

Модуль-секция насоса: 1 - корпус; 2 - вал; 3 - колесо рабочее; 4 - аппарат направляющий; 5 - подшипник верхний; 6 - подшипник нижний; 7 - опора осевая верхняя; 8 - головка; 9 - основание; 10 - ребро; 11, 12, 13 - кольца резиновые

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм. Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе. [7] Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист». Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М». ьВалы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор.

Газосепаратор: 1 - головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 - направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 - основание

Газосепараторы предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа в ГЖС до допустимого значения для погружного центробежного насоса путём центробежного отделения газа от жидкости с последующим сбросом газа в затрубное пространство.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250 ё 500 м³/сут., коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530 ё 2300 В, номинальный ток 26 ё 122.5 А.

Электродвигатель серии ПЭДУ: 1 - соединительная муфта; 2 - крышка; 3 - головка; 4 - пятка; 5 - подпятник; 6 - крышка кабельного ввода; 7 - пробка; 8 - колодка кабельного ввода; 9 - ротор; 10 - статор; 11 - фильтр; 12 - основание

Гидрозащита: а - открытого типа; б - закрытого типа

А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель; 6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Гидрозащита двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см³, не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом МА-ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий - гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125 ё 250 кВт, масса 53 ё 59 кг.

Система термоманометрическая ТМС-3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 ?С. [9]

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан. Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - КПБП присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Кабели: а - круглый; б - плоский; 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд. Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160 ?С. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя. К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники. Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000 ё 1800 м. Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов - КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16 ё 125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг. Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16 ё 125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

Протектор

Протектор предназначен для защиты от попадания пластовой жидкости в маслонаполненныи электродвигатель и предотвращает утечки масла при передаче вращения от электродвигателя к насосу.

Протектор МП 51 состоит из корпуса 1, внутри которого размещается диафрагма 2, закрепленная на опоре 3, двух ниппелей 4 и 5, между которыми размещается узел пяты 6, верхней 7 и нижней 8 головок и вала 9 с двумя торцовыми уплотнениями 10. Вал вращается в подшипниках, установленных в ниппелях и в нижней головке. Нижний конец вала соединяется с валом электродвигателя, верхний конец - с валом насоса при монтаже на скважине. Узел пяты воспринимает осевые нагрузки, действующие на вал.

Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. Полость за диафрагмой сообщается с полостью узла пяты и тоже заполняется маслом для компенсации расхода его через верхнее торцовое уплотнение.

Для удаления воздуха при заполнении маслом полостей протектора в ниппелях имеются отверстия, которые герметично закрываются пробками 13 и 14 со свинцовыми прокладками.

В ниппеле 4 имеются три отверстия, через которые при работе установки проходит пластовая жидкость, вымывает твёрдые частицы из области верхнего торцового уплотнения и охлаждает его. На период транспортирования и хранения отверстия закрыты пластмассовыми пробками 11, которые перед спуском протектора в скважину удаляются. Нижняя головка протектора имеет фланец и посадочный бурт с резиновыми кольцами 15 для герметизации соединения с электродвигателем. В верхнюю головку ввернуты шпильки для соединения с насосом. На период транспортирования и хранения протектор закрыт крышками 16 и 17.

Компенсатор

Компенсатор предназначен для выравнивания давления масла в двигателе с давлением жидкости в скважине и пополнения объема масла в двигателе.

Компенсатор МК 51 представляет собой корпус 1 в виде трубы, внутри которого размещена резиновая диафрагма 2. Внутренняя полость диафрагмы заполнена маслом и сообщается с внутренней полостью электродвигателя по каналу в головке 3, который перекрыт пластмассовой пробкой 4. В головке имеется отверстие для заполнения маслом внутренней полости диафрагмы, которое герметизируется пробкой 5 на свинцовой прокладке и отверстие с перепускным клапаном 6 и пробкой 7. Перепускной клапан используется в процессе подготовки компенсатора к монтажу. Полость за диафрагмой сообщается с пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора.

Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в двигателе в процессе его работы. В головку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродвигателем. На период транспортирования и хранения компенсатор закрыт крышкой 8.

Обратный клапан

Насосный обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения повторного запуска насоса. Обратный клапан используется также при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб после спуска установки в скважину. Обратный клапан состоит из корпуса 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения спускного клапана, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в ловильную головку верхней секции насоса. Внутри корпуса размещается обрезиненное седло 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4. Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка 3 поднимается, тем самым, открывая клапан. При остановке насоса тарелка 3 опускается на седло 2 под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается. На период транспортирования и хранения на обратный клапан навинчивают крышки 5 и 6. [11]

Спускной клапан

Спускной клапан предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно-компрессорных труб) при подъеме насоса из скважины.

Спускной клапан содержит корпус 1, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба муфты для соединения к насосно-компрессорным трубам, а с другой стороны - наружная коническая резьба для ввинчивания в обратный клапан. В корпус ввернут штуцер 2, который уплотнен резиновым кольцом 3. Перед подъемом насоса из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) специальным инструментом (например, ломом, сбрасываемым в НКТ), и жидкость из колонны насосно-компрессорных труб вытекает через отверстие в штуцере в затрубное пространство. На период транспортирования и хранения спускной клапан закрыт крышками 4 и 5.

Погружные асинхронные двигатели в зависимости от мощности изготавливаются одно- и двухсекционными. В зависимости от типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380 до 2300 В. Рабочая частота переменного тока составляет 50 Гц. При использовании регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до 60 Гц.

Синхронная частота вращения вала двигателя - 3000 об/мин. Рабочее направление вращения вала, если смотреть со стороны головки - по часовой стрелке.

3. Характер разрушения основных деталей оборудования (анализ причин)

Аварии установок погружных центробежных насосов для добычи нефти, так называемые отказы (расчленения самопроизвольные) или «полеты», проблема последних десятилетий, но до сих пор она кардинально не решена. Ущерб от отказов настолько велик, что любые попытки решения проблемы оправданны. За год по всем регионам происходит более тысячи «полетов», и при средней величине ущерба за один случай более 500 тыс. рублей, общие потери составляют более 500 млн. руб. в год. И не смотря на то, что уже накоплен определенный опыт борьбы с отказами, все еще продолжаются споры о причинах и мерах по устранению аварий. Причины «полетов» в настоящее время полностью не изучены, но имеющиеся эксплуатационные данные позволяют считать, что они в основном связаны с вибрацией. [10]

Источниками вибрации являются:

1) уровень вибрации, который уже заложен в конструкции 6,5 мм/с;

2) дополнительные уровни вибрации, возникающие после ремонта и монтажа УЭЦН;

3) основные источники вибрации, возникающие при эксплуатации, которые приводят к критическому уровню вибрации - износ рабочих органов, кривизна скважин, неправильный подбор и т.д.

Места, где происходит обрыв УЭЦН:

- модуль-головка или ловильная головка - верхняя секция ЭЦН,

- соединение между ПЭД и компенсатором,

- по корпусу ЭЦН,

- по корпусным деталям протектора,

- по резьбовой части НКТ,

- по резьбе обратного клапана,

- фланцевые соединения.

Опытом эксплуатации УЭЦН установлена взаимосвязь между распределением уровней вибрации и наработками на отказ погружных агрегатов.

Общая точка зрения заключается в том, что отказ наступает в результате усиленной вибрации и пульсации давления изношенного насоса, которые приводят к разрушению крепежных элементов и других слабых мест в насосной установке. Прочность и износостойкость элементов конструкции являются важнейшими показателями функционирования и ресурса установки. Рентгеноструктурный анализ, фрактографические и другие виды исследования изношенных поверхностей деталей позволяют утверждать, что в центробежных насосах встречаются практически все виды механизмов изнашивания: абразивное, адгезионное, эрозионное, усталостное, коррозионное. Влияние загрязненности жидкости абразивными частицами на МРП доказано опытом эксплуатации УЭЦН. Тип, размер и форма абразива влияют на характер и интенсивность изнашивания материалов электропогружных установок. Абразивы засоряют ЭЦН. Исследования в области изменения уровня мех. примесей показали, что интенсивность выноса имеет резкие «пики» (уровень КВЧ увеличивается в несколько раз) при изменении параметров - при запусках УЭТЩ или увеличениях частоты в процессе работы, но значительно снижается при стабильной долговременной работе системы. Попадание пропахивания в зазор радиальной пары трения приводит к резкому увеличению момента трения вследствие «пропахивании» частицами рабочих поверхностей и при развитии процесса - к заклиниванию. Заклинивание рабочих колес может приводить к перекосу вала и к преждевременному его слому. Центробежный насос начинает испытывать вибрационные нагрузки, которые вызывают маятниковый эффект и в конечном итоге приводит к отвороту шлицевых муфт и отрыву фланцевого соединения между насосом и погружным двигателем. [8]

Механизм абразивного изнашивания, заключающийся во внедрении в мягкий материал твердых частиц и абразивном воздействии на более мягкую деталь, характерен для пар трения типа резина-сталь, латунь-чугун и т.д. Недостаточная износостойкость опор скольжения и торцевых утоплений приводит к увеличению зазоров и, как следствие, перетоку жидкости в рабочих ступенях, увеличению дисбалансов вращающихся масс, которые увеличивают амплитуды хшлебаний корпуса насоса и НКТ. Механизм взаимодействия абразивных частиц с поверхностями ірения меняется по мере увеличения зазоров. По мере увеличения зазоров возрастает интенсивность изнашивания, увеличивается эксцентриситет из-за уменьшения центрирующей силы и увеличения силы смещения вследствие увеличения центробежной силы, действующей на ротор при несовпадении центра тяжести и оси вращения, и возникновения несимметрии эпюр давления, действующих на наружную поверхность рабочего колеса. Наличие зазоров во фланцевых соединениях при ослаблении затяжки болтов ведет к возникновению ударных сил, разрушающих насосную установку.

Проблема абразивного изнашивания обостряется по следующим причинам: глубина скважин имеет тенденцию к увеличению, а скорости вращения привода насосов к возрастанию. Абразивный и адгезионный виды изнашивания наиболее часто встречаются в малодебитных насосах.

Фрактографические исследования крепежа и фланцев, разрушенных в процессе эксплуатации, указывают на усталостный характер их разрушения, которое происходит при действии на конструкцию сил с переменной во времени амплитудой.

Изнашивание радиальных опор (концевые подшипники, защитная втулка, направляющий аппарат) приводит к возникновению динамических нагрузок в корпусных деталях и НКХ возникновению поперечных колебаний, которые могут вызвать отказ установки по критерию усталостной прочности. Усталостное разрушение резьбовых деталей, фланцев, корпусов и т.д. - результат действия многоцикловых переменных нагрузок, источником которых являются различные процессы в насосе. В настоящее время не существует удовлетворительной системы идентификации отказа по критерию усталостной прочности, анализа его возможных причин в ЦБПО при расследовании аварий.

Причина разрушения деталей ЭЦН в процессе эксплуатации связана также с коррозионным поражением металла. Одной из существенных причин быстрого изнашивания трущихся поверхностей является образование ржавчины на этик поверхностях, когда скважина сильно обводнена. Чугун, из которого изготовлены рабочие колеса и направляющие аппараты, на поверхностях трения окисляется и обе контактирующие поверхности интенсивно изнашиваются, т.к. твердость окислов железа превосходит твердость этих поверхностей существенно. Повышение обводненности и минерализации добываемой жидкости, её бактериальное поражение являются объективной причиной ускоренной коррозии оборудования. Процесс коррозионного разрушения происходит поэтапно: 1-ый этап - сульфидная коррозия, 2 ой этап - отслоение продуктов коррозии, 3-ий этап - механический износ за счет взаимодействия поверхности деталей с частицами песка, 4-ый этап - наводороживание металла в процессе которого происходит образование трещин СКРН и выкрашивание отдельных фрагментов металла.

Одной из наиболее опасных форм коррозии является сульфидно - коррозионное растрескивание под напряжением (СКРН), а наиболее распространенный механизм - электрохимическое растворение, Исследования, выполненные в ОАО «ВНИИТНефть», показали, что в подавляющем большинстве случаев первопричиной разрушения пар «опора-колесо-втулка» является хрупкое (из-за наводороживания) разрушение поверхностных слоев деталей и уже последующий гидроабразивный износ продуктами коррозии, попадающими в зону трения.

Механизм разрушения фреттинг - коррозии возможен при контактном взаимодействии поверхностей отверстия рабочего колеса и вала. Физической основой возникновения фреттинг - коррозии являются характер движения колеса, определяемый дисбалансом, и существование колебаний колеса относительно вала с малой амплитудой.

Размещено на Allbest.ru