Оглавление:
Предмет: Экономика
Тип работы: Курсовая работа
Дата добавления: 17.01.2019
- Данная курсовая работа не является научным трудом, не является готовой курсовой работой!
- Данная работа представляет собой готовый результат, структурирования и форматирования собранной информации и её обработки мной, поэтому эта работа предназначена для использования в качестве материала первоисточника для самостоятельной подготовки учебной работы.
У вас нет времени или вам не удаётся понять эту тему? Напишите мне в whatsapp, согласуем сроки и я вам помогу!
На этой странице вы найдете много готовых тем:
Темы курсовых работ по экономике
Собрала для Вас похожие темы, посмотрите, почитайте, возможно они Вам помогут:
| Доделывание курсовой работы,повышение оригинальности | Актуальные проблемы финансирования обороны страны |
| Теории безработицы и их эволюция | Влияние глобализации на выбор стратегии национальной экономики |
Введение
Мировые запасы высоковязких масел и природного битума огромны и, по мнению некоторых экспертов, превышают запасы легких масел. Ведущее место в производстве высоковязких масел и природных битумов занимают Венесуэла, США, Канада. Более 90% мирового производства высоковязких масел и природного битума приходится на скважинные методы, из которых более 80% добывается механизированными методами в естественном режиме работы пласта, чему способствует относительно высокая формация давление и температура на глубине основных месторождений, разрабатываемых за рубежом скважинными методами.
Естественный режим работы пласта — это, как правило, этап, предшествующий разработке месторождений с использованием тепловых методов воздействия на продуктивные пласты. Среди тепловых методов наиболее распространенным является тепловое и паровое воздействие (циклическое и ареальное). Доля высоковязких масел и природного битума, извлекаемых с помощью сжигания на месте, очень мала. Одной из основных причин этого является недостаточная научная поддержка метода, сложность прогнозирования и управления процессом.
Условия залегания природного битума в нашей стране и, в частности, на территории Татарстана отличаются относительно малой глубиной, низкими значениями пластовых давлений и температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, относительно малыми толщинами битумонасыщенных пласты, сильная неоднородность насыщения битумом по толщине водохранилища, слабая цементация песчаных коллекторов, близость и сильное влияние водоносных горизонтов, содержащих питьевую воду. В этих условиях вязкий битум поступает в скважины при естественном режиме пласта очень малы, и возможность естественного режима как самостоятельной стадии развития сомнительна. Экономический анализ показывает, что битумная промышленность может быть прибыльной только в случае комплексной переработки и использования битумного сырья. С этой точки зрения нежелательно использовать такие методы, как сжигание на месте или низкотемпературное окисление при разработке месторождений природного битума, поскольку эти методы приводят к ухудшению стоимости сырья. Паротермическое воздействие на пласт не исключает необходимости отбора продуктов из скважин, которые временно не покрыты воздействием или недостаточно покрыты им. Вышесказанное обуславливает необходимость изучения и создания технических средств для увеличения добычи битумных скважин, которые могли бы иметь достаточно широкий спектр применения для вязкости продуктов и обеспечивать работу скважин при воздействии пара и тепловых воздействий на пласт.
Одним из таких технических средств, используемых в нефтяной промышленности сегодня, являются одновинтовые насосы (OVN), называемые в зарубежной литературе насосами Moineau или насосами с прогрессивной полостью (PCP). Простота конструкции и уникальные характеристики ОВН позволяют эффективно их использовать в различных технологических процессах. В настоящее время во всем мире наблюдается пик интереса к одношнековым гидравлическим машинам, и, по мнению экспертов, в будущем область применения ОВН и технологий с их использованием будет расширяться.
Обзор и анализ существующего оборудования
По принципу действия ОВН относятся к объемным роторным гидравлическим машинам. Новый принцип гидравлической машины, названный «капсулизмом», предложенный 75 лет назад французским инженером Муано (Р. Мойно), исключил клапаны и золотниковые клапаны.
Рабочим органом (RO) одновинтовой гидравлической машины является винтовой героторный механизм — винтовая зубчатая пара внутреннего циклоидального зацепления (рис. 1), состоящая из металлического ротора на входе z2 и статора на входе z1 (z1 = z2). +1) Выполнение винтовых поверхностей ротора и статора со ступенями, пропорциональными соотношению чисел их зубьев, позволяет создавать изолированные камеры (замки), отделенные от зон высокого и низкого давления. В насосах среднего и высокого давления PO являются многошаговыми, отношение их длины к диаметру составляет не менее 10.
Ось ротора и статора смещены на расстояние эксцентриситета e = 1 … 10 мм. Ротор, вращающийся вокруг зубьев статора, совершает планетарное движение: когда ротор вращается на угол j относительно фиксированной системы координат (абсолютное движение), вращается ли его ось по круговой траектории с радиусом е в противоположном направлении направление (переносное движение) на угол? ? знак равно 2?
Свободный ротор в радиальном направлении и упругость одного из элементов РО определяют особое место одношнековых гидравлических машин в ряде объемных машин. Их характеристика давления ( в том числе конечного давления) зависит в решающей степени зависят от утечки жидкости из напорной линии к линии всасывания через один односторонний зазор , образованный в процессе деформации статора по длине контактных линий. В связи с этим линия QP OVN не является жесткой и существенно отличается от характеристик давления других объемных насосов. Отличительным параметром OVN, который во многом определяет их характеристики, является кинематическое соотношение PO: i = z2: z1.
Со времени первых насосов Muano в отечественных и зарубежных OVN в основном использовались RO с кинематическим соотношением 1: 2.
Преимущества одноступенчатых насосов с круглым ротором:
- Относительно простая технология изготовления ротора;
- Снижение вибрации за счет минимальной переносимой угловой скорости ротора;
- Увеличена допустимая частота вращения (немного ограничена силой инерции), что упрощает компоновку привода насоса;
- Минимальная скорость жидкости в каналах обратного осмоса, что снижает их гидроабразивный износ;
- Оптимальная кривизна винтовых поверхностей RO, что обеспечивает минимальное контактное напряжение.
Основным недостатком насосов с одноходовым ротором является необходимость значительного расширения PO для обеспечения высокого давления при пониженной скорости n (500 об / мин и ниже).
Новые эксплуатационные возможности OVN были обнаружены с использованием мультизапуска RO (z2> 2). Первое подробное обоснование целесообразности использования многозаходных винтовых пар в качестве RO-насоса было выполнено в 1979 году. Дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования подтвердили возможность расширения области применения OVN при завершении их многозадачного RO.
При прочих равных условиях многостартовые OVN имеют ряд преимуществ из-за множественности действий и увеличенного количества контактных линий, разделяющих вход и выход гидравлической машины. В частности:
- Увеличен рабочий объем, что позволяет увеличить расход Q при одинаковой скорости и внешнем диаметре насоса (рис. 2а);
- Уменьшенный осевой зазор L (до 1-1,5 м) при одинаковом давлении P;
- Повышенное давление при одинаковых осевых размерах и герметичности в паре;
- Способность поддерживать высокое давление при пониженной скорости (до 50-100 об / мин.) Без увеличения осевых размеров.
В качестве основного критерия эффективности использования ОВН можно взять полезную гидравлическую мощность N п = PQ, которая зависит от характеристики давления насоса (рис. 3). Давление, соответствующее максимальному N п (экстремальный режим), как правило, ограничивает рабочую зону насоса.
В теории рабочего процесса ОВН принята гипотеза о равномерном увеличении давления по длине РО с постоянным межвитковым перепадом давления.
Расчет RO (выбор кинематического соотношения, длины и диаметра) выполняется в соответствии с допустимым межвитковым перепадом давления [Pk], который, как и объемная эффективность насоса, зависит от геометрических параметров RO, интерференционная посадка, физические свойства материалов RO и жидкости, а также скорость вращения ротора (приводной вал). В расчетах принимаем [Pk] = 0,2-0,5 МПа, а нижние значения капель относятся к режимам малых скоростей.
Эти теоретические выводы были подтверждены сравнительными испытаниями насосов с различными кинематическими соотношениями PO (рис. 4) на стенде Российского государственного университета нефти и газа. ИХ. Губкин. Сравнение характеристик насосов с мультистартовым и традиционным RO с одинаковым диаметром контура D к (диаметр полостей статора); Герметичность в парах, количество ступеней и скорость показали значительное влияние кинематического соотношения на основные технические показатели насосов.
Многопоточные OVN имеют увеличенный поток и давление. Давление насоса с традиционным RO, который благодаря своим конструктивным особенностям представляет собой высокоскоростную гидравлическую машину, на низких скоростях в большей степени ограничивается утечками в паре ротор-статор. Поэтому иностранные производители насосов высокого давления вынуждены использовать сверхдлинные пары (до 15 м), чтобы сформировать удовлетворительную характеристику QP , обеспечивая тем самым необходимое количество ступеней и межвитковый перепад давления P к .
В последние годы ОВН получили наибольшее распространение в нефтяной промышленности. Это объясняется, в частности, тем, что ОВН является практически единственным типом роторных насосов, способных перекачивать жидкости с широким спектром физико-химических свойств, включая вязкие, содержащие газ, механические примеси и не смазывающие.
Это достигается принципом действия и конструкцией RO (наличие упругой накладки статора и износостойкого ротора). Однородность подачи, возможность изменения направления потока путем реверса приводного вала, высокая всасывающая способность и относительно высокая эффективность также характерны для OVN. Эти особенности предопределили место ОВН в парке нефтепромыслового насосного оборудования.
Погружные электрические винтовые насосы
Эта конструкция проложила путь для одношнековых гидравлических машин в нефтяной промышленности.
Опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированного производства высоковязкой нефти, и в определенных сложных условиях выбор ОВН является практически единственно возможным вариантом.
В результате многолетних исследований и разработок в 60-70-х годах в Специальном конструкторском бюро для бесштоковых насосов (OKB BN) была разработана конструкция сдвоенного гидравлически сбалансированного одновинтового электрического насоса. По этой схеме ОАО « Ливгидромаш » уже 20 лет производит насосы серии ЭВН .
Погружной насосный агрегат состоит из трех основных частей: маслонаполненного электродвигателя, гидравлической защиты и самого насоса. Секция насоса (рис. 5) включает в себя: приводной вал с масляным уплотнением, графитовую осевую пяту и две рабочие пары с режущими винтами поверхностей разных направлений, роторы которых соединены между собой и с приводным валом с помощью шарнирно-сочлененного муфты. В комплект насоса также входит пусковая обгонная муфта, многофункциональный клапан, который защищает насос от падения в режимах высокого давления и недостаточного расхода, а также предотвращает обратный поток жидкости через RO при остановке насоса. Подача пластовой жидкости через фильтры в RO осуществляется параллельно с противоположных концов насоса, так что жидкость движется по каналам RO навстречу друг другу, а осевые силы в верхней и нижней парах сбалансированы. В камере давления, расположенной между рабочими парами, потоки смешиваются и поступают в трубопровод вдоль зазора между внутренней поверхностью корпуса насоса и внешней поверхностью верхнего статора. Основным преимуществом такой схемы является повышенная надежность за счет практически полной разгрузки осевой опоры насоса.
Насосы серии ЭВН предназначены для добычи нефти преимущественно высокой вязкости (до 10 сП) с содержанием механических примесей до 0,8 г / л и свободного газа до 50% на входе в насос.
В настоящее время ОАО «Ливгидромаш» выпускает серийно 13 насосов типоразмеров с расходом от 12 до 200 м 3 / сут. Давление 9-15 МПа.
Большинство насосов приводятся в действие погружным асинхронным двигателем со скоростью вращения 1500 об / мин. С целью повышения долговечности и расширения области применения ЭВН при эксплуатации скважин малой производительности, наблюдается тенденция к снижению частоты вращения приводного вала. Ряд организаций (завод «Борец», ОАО «РИТЭК», ЗАО «Электрон» и др.) Работают над использованием управляемого электропривода и редукторов в установках ЭВН, а также над изменением общей компоновки агрегата, его отдельных компонентов, установки. и условия ремонта.
За рубежом ряд компаний также производят погружные электронасосы для добычи нефти (как правило, в обычной не двойной версии, оснащенной усиленной осевой опорой). Компании PCM, Netzsch, Reda, Centrilift предлагают потребителю различные модификации установок EVN как по компоновке (с редуктором), так и со вставным ротором, с возможностью изменения направления вращения ротора для промывки труб) и способами контроля скорости.
Винтовые стержневые насосы
Винтовые насосно-штанговые насосные агрегаты (ВШНУ) для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на рынке нефти в начале 80-х годов в США и Франции. Эффективная эксплуатация первого нефтегазодобывающего агрегата при эксплуатации скважин с низкой и средней скоростью с высоковязкой нефтью стимулировала исследования и разработки ведущих инжиниринговых компаний для улучшения конструкции установок и скважинных насосов, а также создать большое количество их размеров с диапазоном подачи от 0,5 до 1000 м 3 / сут. и давление до 30 МПа.
Технико-экономические предпосылки для широкого использования объектов нефтедобычи связаны с изменениями условий эксплуатации скважин и преимуществами объектов нефтедобычи по сравнению с другими механизированными методами добычи нефти.
По сравнению с качалками:
- Простота конструкции и минимальные габаритные размеры привода;
- Отсутствие необходимости строительства фундаментов;
- Простота монтажа и обслуживания;
- Снижение транспортных расходов;
- Широкий спектр физико-химических свойств перекачиваемых пластовых флюидов (возможность перекачивания жидкостей с высокой вязкостью и высоким газосодержанием);
- Отсутствие возвратно-поступательного движения RO, обеспечивающего баланс привода, постоянство нагрузок, действующих на штоки, равномерность потока жидкости, снижение энергопотребления и номинальной мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее действие на скважинную жидкость
По сравнению с винтовыми насосными агрегатами с погружным электроприводом (УЭВН):
- Простота конструкции насоса (без шарнирных соединений, пусковых муфт, радиальных и осевых подшипников);
- Наземное расположение приводного двигателя (нет необходимости в кабеле, гидравлической защите электродвигателя, а также в упрощенном мониторинге состояния двигателя и его обслуживания);
- Возможность эксплуатации низкодоходных скважин, поскольку отпадает необходимость отвода тепла от погружного агрегата.
Область применения ВСНУ — эксплуатация скважин с низким и средним дебитом и напором до 1000-1500 м, в том числе с пластовыми флюидами высокой вязкости, высоким газосодержанием и механическими примесями.
Наземное оборудование GSHU, установленное на устье трубы скважины и предназначенное для преобразования энергии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг, состоит из:
- тройник для слива пластовой жидкости;
- приводная головка;
- рамы для крепления привода двигателя;
- передачи (передача энергии);
- приводной двигатель с устройством управления;
- устройства для зажима (подвешивания) полированного стержня.
Скважинное оборудование ВШНУ состоит из двух частей:
- Фиксированная колонна насосно-компрессорных труб, в нижней части которой установлены статор насоса, упорный штифт, динамический анкер с обратным поворотом, газоотделитель, фильтр;
- Стержневая колонна, вращающаяся в центраторах, нижний конец которых соединен с ротором насоса.
Во время работы установки восходящий пластовый флюид движется в кольцевом зазоре между колоннами насосно-компрессорных труб и стержнями, а затем через боковую ветвь тройника попадает в промысловый резервуар.
На ВШНУ наиболее широко использовались насосно-компрессорные и насосные штанги диаметром 73 и 22 мм соответственно . Диаметр полированного стержня составляет 31 мм.
Наиболее эффективная схема сменного насоса позволяет заменить насос RO (когда он изношен или в случае перехода в новый режим перекачки) без подъема колонны насосно-компрессорных труб.
В России приводы ВШНУ производят Ижевский и Дмитровский машиностроительные заводы, Уфимский нефтяной институт и другие предприятия. Производство скважинного оборудования (центраторы, анкеры) налажено на ЗАО «Канаросс» (г. Пермь).
Наряду с модельной схемой ВШНУ также известны оригинальные устройства, основанные на использовании полых стержней или труб, в которых поток пластовой жидкости поднимается вдоль их внутреннего канала, что предотвращает отложение парафина и уменьшает потери на трение из-за создания водяное кольцо на стенках из полых стержней.
Аналогичные схемы могут быть выполнены в двух вариантах: с вращающимся статором и закрепленным на месте ротором, предложенным в Российском государственном университете нефти и газа (AS 1657743), и с вращающимся пустотелым ротором. Последняя схема реализована при монтаже ОАО «Завод им. Гаджиева », в котором статор закреплен в обсадной колонне, а полый ротор опускается на конец колонны насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм, вращаясь в центраторах. Такая конструкция устраняет необходимость в присосках . Формирование пластовой жидкости поднимается вдоль внутреннего трубопровода (как в схеме с вращающейся клеткой) и отводится через вертлюг в производственный трубопровод. Для циркуляции жидкости вход в насос расположен в верхней части RO, а затем движется вниз через По рабочим камерам насоса и, достигнув нижней секции, жидкость меняет свое направление движения и поступает в отверстие ротора, сообщающееся с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб.
Широкое распространение получил ВСНУ за рубежом. Они оборудованы более 2500 скважин. В качестве стержневых насосов RO иностранных компаний (Baker Hughes, Netzsch, PCM, Robbins & Myers, Schoeller-Blackckmann, Weatherford и др.) В основном используются традиционные винтовые пары Muano с кинематическим соотношением 1: 2. Исключение составляют отдельные образцы насосов Netzsch, Robbins & Myers и Baker Hughes, изготовленные по схеме с кинематическим соотношением 2: 3.
При создании отечественных винтовых насосов с насосной штангой на основе многолетнего опыта проектирования, изготовления и эксплуатации винтовых забойных двигателей (WZD) был взят курс на использование схемы многоступенчатого насоса, которая имеет значительные структурные и эксплуатационные преимущества по сравнению с традиционной схемой (см. выше).
В настоящее время буровым оборудованием НПО является ВНИИБТ и Российский государственный университет нефти и газа. ИХ. Губкин разработал параметрическую серию многоступенчатых насосов серии MVN с кинематическим соотношением от 2: 3 до 5: 6, охватывающих диапазон подачи от 1 до 100 м 3 / сутки. Давление — до 15 МПа. Три типоразмера насоса изготавливаются и эксплуатируются при работе с подачей 10, 20 и 30 м3 / сут. при номинальной скорости 200 об / мин. Разработка линейки насосных штанговых насосов с кинематическим соотношением RO 1: 2 и 3: 4 осуществляется ОАО «Ливгидромаш».
Кроме того, GSHU может использоваться в системах поддержания давления в пласте для откачки воды в пласт, а также в технологиях добычи природного газа с разделением воды в пласте и нагнетанием ее в менее проницаемые горизонты, разработанные иностранными компаниями, в частности, Kudu.
Винтовые насосы с гидравлическим приводом
В известных гидравлических насосных агрегатах использовалась только объемная машина с возвратно-поступательным движением рабочего тела (поршня). Практика использования гидравлических поршневых насосных агрегатов (ГПБК) выявила ряд их существенных преимуществ:
- Отсутствие механической (через стержни) или электрической (через кабель) связи источника энергии с погружным насосом;
- Возможность эффективной работы скважин уменьшенного диаметра, а также наклонно-направленных скважин, эксплуатация которых другими механизированными методами затруднена;
- Возможность управления погружным насосом;
- Возможность обеспечения оптимального технологического режима работы, в частности плавного пуска скважин и поддержания заданной интенсивности отбора жидкости.
- Возможность замены погружного блока без трудоемких операций отключения, что может значительно упростить ремонт подземных скважин, сократить время простоя и уменьшить износ труб.
Новые перспективы создания гидравлических насосных агрегатов открылись в последние десятилетия, когда было освоено промышленное производство винтовых RO для скважинных PDV и насосов.
Первое упоминание о возможности создания погружного гидроприводного винтового насосного агрегата (ГВНА) по схеме винтового гидравлического моторно-винтового насоса появилось в России в 1971 году. Позднее была предложена сбалансированная схема блока и оптимальная геометрия RO-насоса.
Расположение GVNA в скважине аналогично тому, которое используется при работе GVNA.
В качестве гидравлического двигателя с незначительными изменениями конструкции может использоваться имеющийся в продаже VZD диаметром 85-108 мм . Частота вращения этих двигателей составляет 100-300 об / мин. при скорости потока 4-10 л / с перепад давления 6-8 МПа.
В качестве перекачивающей части GVNA целесообразно использовать пары винтовых винтовых насосов, которые являются наиболее подходящими с точки зрения их характеристик скорости вращения IDP. При наружном диаметре таких насосных пар 60-89 мм и вышеупомянутых частотах вращения может быть достигнут широкий диапазон подачи пластовой жидкости 5-100 м 3 / сутки . Особенности рабочего процесса многоструйных насосов позволяют развивать давление 10-15 МПа при длине пары всего 1,5-2 м.
Наземное оборудование, как и в случае использования ГПД, состоит из типичного ассортимента: силового плунжерного насоса, системы подготовки рабочей жидкости (отстойники, сепараторы, устройства для отделения эмульсии, нагреватели), устьевого оборудования, регулирования и регистрации оборудование.
На начальном этапе создания GVNA наиболее подходящим является использование сбрасываемых конструкций со смешанным лифтом в двух простейших конфигурациях: без балансировки (рис. 9) и с частичной балансировкой осевых сил. Возможные типоразмеры таких GVNA, которые могут быть реализованы на основе существующих в настоящее время отечественных многостартовых двигателей и насосов RO, представлены в таблице 1.
Весьма симптоматично, что в конце 90-х годов западные нефтяные машиностроительные компании также начали разрабатывать винтовые насосные агрегаты с гидравлическим приводом. Так, компания Weatherford опубликовала информацию о создании двух типов GVNA с частотой вращения 200-1200 об / мин. и кормить до 80 м 3 / сут.
Таким образом, сегодня существуют серьезные причины для практического рассмотрения вопроса о разработке и внедрении гидравлических винтовых насосных установок, поскольку:
- Накопленный опыт изготовления и эксплуатации основных узлов агрегата (многозаходных винтовых пар, шарниров, гибких валов, осевых подшипников, резьбовых соединений);
- Увеличился удельный вес наклонно-направленных скважин, при эксплуатации которых использование традиционных методов механизированной добычи вызывает определенные проблемы;
- Увеличение запаса скважин с трудноизвлекаемыми запасами, где предпочтительнее использовать насосы с контролируемым потоком.
Гидравлические винтовые установки могут найти свое место в ряде технических средств для механизированной добычи нефти, поскольку они имеют ряд существенных технических и экономических преимуществ.
По сравнению с гидравлическими поршневыми насосами:
- Повышенная эксплуатационная надежность и простота конструкции (из-за отсутствия клапанов и золотниковых клапанов);
- Возможность использования промышленной воды в качестве рабочей жидкости, что значительно упрощает систему приготовления жидкости;
- Возможность отбора проб пластовых флюидов с высокой вязкостью и высоким газосодержанием;
- Отсутствие динамических нагрузок и гидравлических ударов, связанных с возвратно-поступательным движением рабочих органов.
По сравнению с насосами штанговых насосов:
- Возможность работы в скважинах со сложным профилем, в том числе с отклонениями направления при высокой интенсивности кривизны;
- Отсутствие потребности в барах;
- Возможность обеспечения оптимального технологического выбора режимов путем регулирования питания наземного силового насоса;
- Простота замены погружного блока и ремонта скважины.
По сравнению с электрическими погружными насосами:
- Отсутствие необходимости подводить электрический кабель к скважине и использование системы гидравлической защиты погружного электродвигателя;
- Улучшены пусковые свойства насосного агрегата.
Двухвинтовой погружной масляный насос (НДПН)
Накопленный опыт проектирования насосов-компрессоров позволил также разработать техническую документацию и изготовить опытный образец погружного двухвинтового насоса типа НДПН, предназначенного для добычи нефти из малопродуктивных скважин.
Насос используется как часть установки для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин (рис. 11), которая состоит из погружного двигателя, компенсатора, протектора, защищающего двигатель от проникновения в окружающую жидкость, насоса с компенсатором, обратный клапан, сливной клапан и насосные трубы (трубки), кабель и трансформатор. В случаях, когда требуется обеспечить большой напор, насос может быть выполнен в виде нескольких модулей, соединенных последовательно. В зависимости от вязкости добычи скважины, модуль имеет различные варианты проточной части, которые отличаются зазорами между винтами и корпусом насоса. Требуемые зазоры определяются при расчете насоса.
Стендовые испытания опытного образца типа НДПН, проведенного на Альметьевской центральной базе производственных служб по аренде и ремонту электро погружных установок (АЦППО ЭПУ) ОАО « Татнефть», подтвердили способность двухвинтового насоса обеспечить требуемый поток при данном перепаде давления.
Пути улучшения ОВН
Анализ показывает, что в ближайшие годы совершенствование ОВН будет осуществляться за счет повышения качества материалов рабочих органов и совершенствования технологий их изготовления, оптимизации компоновки, геометрии и режимов работы РО.
Выбор материалов рабочих органов. Дальнейшее развитие и продвижение отечественных ОВН в нефтяной промышленности, несмотря на большое количество оригинальных разработок (как с точки зрения общей компоновки гидравлической машины, так и в отношении геометрии RO), защищенных патентами, в значительной степени затруднено. ограниченные возможности дизайнеров при выборе эластомеров для футеровки статора.
Используемые на протяжении многих десятилетий в отечественной практике синтетические нитрильные каучуки марок 2D / 405, 3825, 1226 и их производные не могут удовлетворять различным условиям применения ОВН при перекачке углеводородов с различными физико-химическими свойствами.
Некоторый прогресс в этом направлении связан с разработкой REAM, где НИОКР ведутся в области комбинированных методов модификации свойств эластомеров, включая создание так называемой скользкой резины.
Западные компании придают первостепенное значение выбору эластомеров, образно называя эластомер статора «сердцем» насоса. Так, компания PCM / Kudu предлагает заказчику 5 модификаций резины с твердостью от 52 до 76 единиц Шора, каждая из которых специально предназначена для работы насоса в определенных условиях (износ при трении; воздействие сероводорода, углекислого газа, ароматических соединений). вещества). Термостойкость каучуков находится в диапазоне 120-160 ° С.
Эффективным способом повышения надежности насосной пары является переход на конструкцию статора с постоянной толщиной эластичной футеровки, а также использование композитных материалов и пластмасс.
Технология изготовления РО. Технологические факторы играют важную роль в улучшении ОВН и улучшении их характеристик. Методы комплексного расчета зуборезных инструментов и допусков на зубчатые профили, учитывающие неравномерность усадки резиновых и хромовых покрытий, позволяют повысить качество формирования спиральных поверхностей РО за счет уменьшения погрешностей профиля и шероховатости поверхности. зубья ротора и сердечника статора, а также назначение оптимальной посадки с натягом.
Оптимизация геометрии RO. При проектировании OVN существует возможность выбора альтернативных вариантов RO, различающихся по своим геометрическим параметрам (диаметр контура и безразмерные коэффициенты). Выбор оптимальной формы плоской и пространственной геометрии РО в данных условиях эксплуатации является одной из основных задач, стоящих перед проектировщиками и операторами. В отношении OVN, максимальное давление, эффективность или срок службы насоса являются критериями для оптимизации геометрии RO.
Рациональный макет. Резерв для улучшения OVN также связан с поиском конструктивных изменений, которые способствуют повышению надежности и долговечности насосного агрегата, а также повышению его ремонтопригодности: переход на сменную версию забойного насоса; использование насосного контура со вторым дополнительным статором в ВШНУ, который включается после износа ротора и осевого перемещения ротора; переход к модульной конструкции RO увеличенной длины с целью повышения давления насоса или уменьшения контактных напряжений в паре.
Оптимизация режима работы. Повышение эффективности использования IOD (особенно скважинных насосов) в значительной степени зависит от режима работы. Существует ряд компьютерных программ для подбора насосного оборудования для добычи нефти и режима его работы для конкретной скважины. Одной из них, которая успешно зарекомендовала себя на практике, является программа «Автотехнолог», разработанная в Российском государственном университете нефти и газа. ИХ. Губкин на основе универсальной модели системы закачки пласта-скважины использует стандартные данные скважин от нефтедобывающего предприятия и постоянно обновляемую базу данных характеристик оборудования отечественных и зарубежных производителей в качестве исходной информации.
Реализация оптимальных режимов ОВН связана с использованием регулируемых приводов (электрических и гидравлических). Наиболее перспективным является использование установок с частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечивающих широкий диапазон изменения скорости. Еще одной функцией регулируемого электропривода является плавный запуск и остановка установки, что повышает надежность ее работы. Управляемая станция электропривода включает в себя систему контроля и регистрации, которая позволяет контролировать режим работы оборудования и производить необходимые контрольные действия.
Обоснование выбранной темы
Как упоминалось ранее, более половины запасов нефти в России трудно добывать, с высокой долей высоковязких масел (30 сП или более). Кроме того, увеличилась доля месторождений с низким дебитом скважин.
При эксплуатации этих месторождений использование традиционных технических средств механизированной добычи нефти (штанговых насосов, центробежных бесштоковых насосов, газлифта) малоэффективно.
Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированного производства высоковязких масел. В России такие насосы серийно выпускаются ОАО «Ливгидромаш».
Высокая эффективность использования электрических погружных винтовых насосов (EHP) была подтверждена при эксплуатации месторождений вязкой нефти, таких как Нурлатское (Татнефть) и Усинское (Коминефт).
Как показывает полевой опыт, установки EVN следует применять в основном в тех областях, где работа с другим оборудованием неэффективна или совершенно невозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными условиями эксплуатации, такими как, например, вязкое масло, с высоким содержанием газа при высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом продуктивности.
Основное преимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежными насосами состоит в том, что при увеличении вязкости до определенных пределов (200 сП) параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса резко уменьшаются с увеличением вязкости. А при вязкости более 200 сП работа погружных центробежных насосов становится невозможной.
Следует отметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти является повышенное содержание газа в пластовой жидкости. В этих условиях эффективно использовать винтовые насосы, поскольку присутствие 50% свободного газа на входе насоса не приводит к снижению его производительности.
Винтовые насосы также могут эффективно использоваться в наклонных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины на месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.
Во-вторых, узлы ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение блока скважины через направленную скважину.
Винтовые насосы приспособлены для перекачки пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей (до 400 мг / л).
Все вышеперечисленные преимущества электрических погружных винтовых насосных установок требуют более детального изучения существующих и новых типов конструкций и указывают на актуальность данной темы.
Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип действия винтового насоса
Назначение и техническая характеристика
Погружные винтовые сдвоенные электронасосы предназначены для добычи нефти преимущественно с высокой вязкостью и газосодержанием.
В настоящее время отечественная промышленность производит электрические погружные винтовые насосы для добычи нефти следующих параметрических рядов:
UEVN5-12-1200
UEVN5-12-1500
UEVN5-16-1200
UEVN5-16-1500
UEVN5-25-1000
UEVN5-25-1500
UEVN5-63-1200
UEVN5-100-1000
UEVN5-100-1200
UEVN5-200-900.
Показатели применимости установок:
— максимальная кинематическая вязкость, м 2 / с — 1 * 10-3
— максимальное содержание попутной воды,% — 99
— максимальное содержание свободного газа на входе в насос,% по объему-50
— максимальная массовая концентрация твердых частиц, г / л — 0,8
— микротвердость частиц, HRC не более — 55
— максимальная температура, ° С — 110.
Винтовые насосы характеризуются основными гидравлическими параметрами: давление, давление, мощность, КПД.
В таблице ниже 2 и 3 приведены технические характеристики установок электрических погружных винтовых насосов и самих насосов.
Принцип работы винтового насоса
В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении жидкости из рабочей камеры, герметично отделенной от впускной и выпускной полостей. Насосы этого типа обладают высокой жесткостью характеристик при изменении параметров, способностью перекачивать небольшие объемы жидкостей при высоких давлениях, а также жидкостей с широким диапазоном вязкости и жидкостей с газовой составляющей.
Надежность и долговечность в определенных условиях являются одними из решающих факторов при выборе типа насоса.
Отличительной особенностью одношнекового насоса в качестве роторного насоса является наличие развитых поверхностей трения, мест с зазором уплотнений. Отсюда делается вывод, что обеспечение гидравлического трения между ротором и статором является необходимым и достаточным условием для высокого срока службы насоса.
Рассмотрим условия работы насоса в стационарном состоянии (n = const).
Геометрические параметры винтовых поверхностей ротора и статора и, в конечном итоге, зазор между ними, свойства материалов и чистота поверхностей ротора и статора, скорость движения ротора в статоре будут влиять на обеспечение жидкого трения ; свойства перекачиваемой среды; обеспечение теплового баланса поверхностей скольжения в пределах, разрешенных выбранными материалами. Наиболее часто используемым является простейшее конструктивное и технологическое решение одношнекового насоса: ротор — это винт, а статор — это корпус насоса. Винт металлический, а зажим резинометаллический с внутренней поверхностью из синтетического каучука или другого эластомера.
Винт в держателе совершает сложные планетарные движения. Он вращается не только вокруг своей оси O 2 , его ось одновременно движется по окружности с диаметром, равным двум эксцентриситетам (2e), в противоположном направлении. Это второе движение винта вызвано его накатыванием на сегмент 2-3 и скольжением на сегменте 5-6 стенок клетки. Неподвижная шестерня m с внутренним зацеплением и центром O 1 , который является осью сепаратора, имеет диаметр D = 4e. Колесо n диаметром d 1 = 2e катится по нему без скольжения , которое принадлежит винту и вращается вокруг своей оси в противоположном направлении. Во время вращения винта центр любого из его поперечных сечений непрерывно перемещается по прямой линии из верхнего положения A в нижнее положение B и наоборот. Это движение сверху вниз происходит за один оборот винта, и точка на окружности n, движущаяся внутри неподвижной окружности m, описывает гипоциклоиду. Если диаметр движущейся окружности равен половине диаметра неподвижной окружности, то гипоциклоида превращается в прямую AB с длиной, равной диаметру неподвижной окружности m.
Когда круг n вращается вокруг круга m по часовой стрелке от положения 1 до положения 5, круг K (поперечное сечение винта) перемещается вниз, и он вращается против часовой стрелки и скользит к стенке 6-5 клетки. Прямая AB вращается под определенным углом, соответствующим форме и шагу спирали обоймы.
Геликоидальная поверхность винта (рис. 16) формируется путем перемещения окружности K вдоль оси винта OO при условии, что центр окружности перемещается вдоль винтовой линии MM. от оси ОО эксцентриситетом винта.
Внутренняя поверхность клетки образована винтовым движением плоскости поперечного сечения 1 — 2 — 3 — 4 — 5 — 6 (см. Рис. 14), которая вращается вокруг оси O 1 клетки и перемещается пропорционально вдоль этой оси.
Полное вращение этой плоскости на 360 ° с равномерным движением вдоль оси клетки будет длиной шага клетки
Т = 2 т
где t — шаг винта.
Между винтом и держателем образуются замкнутые полости (см. Рис. 15), которые заполнены перекачиваемой жидкостью. Поперечное сечение этих полостей имеет форму полумесяца.
Наряду с вращением шнека полости или камеры, заполненные жидкостью, движутся вдоль оси клетки из приемной полости в впрыскивающую полость, и при каждом обороте винта жидкость в камере движется в осевом направлении на шаг клетка Т.
Участок, заполненный жидкостью, является постоянным по длине клетки и определяется площадью прямоугольника со сторонами 4e и D или
F = 4eD,
где D — диаметр винта.
На скорости n оборотов теоретический расход насоса
Q t = 4eDTn,
и фактическая подача
Q г = Q т ? о = 4eDTn? о ,
где? о — объемный КПД одновинтового насоса.
Оптимальным законом для распределения давления по длине каркаса должна быть диаграмма 1 в форме треугольника OAB (рис. 17), где OB — длина каркаса, а p — заданное давление. На практике возможны нежелательные отклонения. Итак, гипотенуза 2 треугольника PSA показывает, что рабочее давление p насоса не распределено по всей длине OB насоса, а только на крайних оборотах WB. Это означает, что герметичность в рабочих органах велика, и эластомер будет интенсивно разрушаться.
Гипотенуза 3 треугольника A’OB показывает, что насос собран с зазором и не развивает заданное давление p, что также недопустимо. Наилучший вариант — когда давление p равномерно распределено по всей длине клетки.
Экспериментальные кривые 4, 5, 6 и 7 были взяты на одинаковых плотно прилегающих насосах с различной длиной клетки. Фактические данные хорошо коррелируют с теоретической диаграммой 1 и подтверждают возможность получения пропорционального увеличения давления по длине каркаса. Учитывая, что при максимальном достигнутом давлении 250 кгс / см 2 насос не будет обладать достаточным ресурсом, исходя из многолетнего опыта, рекомендуется учитывать перепад давления между соседними камерами:? р = 45-50 м
Длина клетки L связана с давлением насоса N, шагом винта и перепадом давления между соседними камерами следующим образом:
L = (H /? P + 2) т
Под помехой понимается разница между диаметром поперечного сечения винта и внутренним диаметром клетки. Если эта разница отрицательна, в этой рабочей паре есть разрыв.
Рабочие органы и конструкция винтового насоса
Все погружные установки ЭВН выполнены по одной структурной схеме с двумя параллельно соединенными рабочими органами.
Преимущество такого двойного расположения рабочих органов состоит в том, что в этом случае при одинаковом поперечном размере достигается двойной поток насоса, что очень важно, учитывая ограниченные диаметральные размеры нефтяных скважин. Другое преимущество такой схемы заключается в том, что здесь рабочие органы взаимно гидравлически сбалансированы. Это исключает передачу значительных осевых сил на упорные подшипники насосов или пятки электродвигателей.
Насос состоит из центробежной кулачковой муфты стартера, основания с приводным валом, фильтров, установленных на входе насоса, рабочих органов с правым и левым зажимами и винтами, двух эксцентриковых шарнирных муфт и предохранительного клапана.
По сути, все компоненты и детали унифицированы и используются, за некоторыми исключениями, для насосов всех размеров. Все насосы имеют две приемные решетки, по одной для каждого рабочего тела, и общий выход, так что подача насоса равна сумме подач обоих рабочих органов, а напор насоса равен давлению каждого рабочего тела.
В России установка электрических погружных винтовых насосов доступна в следующих модификациях — A, B, C, G.
А — для жидкостей с температурой до 303 К (30 ° С);
Б — для жидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30 ° до 50 ° С);
Б — для жидкостей с температурой от 323 до 343 К (от 50 ° до 70 ° С).
Насос с производительностью 16 м 3 / сутки, оснащенный гидравлической защитой 1G51, имеет следующие обозначения: 1UEVN5-16-1200, V.
Эксцентриковая муфта обеспечивает возможность сложного планетарного вращения винтов в держателях, так что жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимое давление для подъема жидкости на поверхность.
Эксцентриковая муфта насосов ЭВН5-100-1000 и ЭВН5-200-900 (рис. 19) отличается от муфты насоса 1ЭВН5-25-1000 тем, что в насосах с потоками 100 и 200 м 3 / сут муфта с Винт соединен штифтами, а в насосах с подачей 16 и 25 м 3 / сут — резьбовое соединение. Муфта (см. Рис. 19) состоит из двух шарнирных узлов, соединенных резьбовым роликом 5. Вращение муфты передается через ролики 3, расположенные в специальных гнездах поводка 2 и корпуса 7. Осевая сила воспринимается с помощью поводка и сферической шайбы 4. Резиновые манжеты 7 и пружина 6 удерживают смазку в шарнире в сборе и защищают ее от механических примесей. Шарнир блока обеспечивается сферическими опорными поверхностями поводка и шайбы и зазором между роликами и соответствующими отверстиями в корпусе и поводке.
Шламовая труба защищает насос от механических примесей, выпадающих из колонны труб, заполненных жидкостью, когда насос останавливается. Части тела составляют трубчатое тело насоса. Рабочие органы насоса — зажимы в комплекте с рабочими винтами. Внутренняя поверхность клетки изготовлена из твердого масла и бензостойкой резины и имеет двустороннюю винтовую поверхность с шагом, в 2 раза превышающим шаг винта, и направление спирали одной клетки остается, а другая правильно. Благодаря разным направлениям спирали на зажимах и, соответственно, на винтах обеспечивается гидравлическая разгрузка насоса.
Для насосов с подачей 16 и 25 м 3 / сутки винты изготовлены из стали, а для насосов с подачей 100 и 200 м 3 / сутки — из титанового сплава, из-за чего, благодаря уменьшению массы шнека, вибрация насоса снижена.
Начиная привод сцепления вместе с кулачками и ведомой полумуфты , установленный на валу насоса убедитесь , что насос включается при максимальной крутящий момент двигателя, соответствующей скорости 800-1100 оборотов в минуту.
Включение муфты при максимальном крутящем моменте связано с тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя, и для его запуска требуется повышенный пусковой крутящий момент. Это достигается за счет растяжения кулачков, затянутых пружиной, под действием центробежной силы, соответствующей этой частоте вращения двигателя. Кулачки включаются, и насос включается после того, как кулачки вошли в соответствующие окна в ведомой соединительной половине, что обеспечивает вращение приводного вала насоса только в заданном направлении. Во время обратного вращения из-за скоса на кулачках муфта не включается, а кулачки проскальзывают.
Внутри основания насоса находятся вал с подшипниками и опорные каблуки из силицированного графита. Основание (рис. 20) можно использовать только в насосах с гидравлической защитой 1G51. В этой сборке нет сальника, а трущиеся поверхности смазываются пластовой жидкостью. Защитные гильзы 1 из нержавеющей стали надеваются на приводной вал 4, который вращается в бронзовых гильзах 2. Неподвижные концевые опорные пятки опираются на резиновые прокладки для равномерной передачи усилий на всю поверхность каблука.
Предохранительный поршень-золотник расположен в верхней части насоса. Клапан (фиг. 21) состоит из корпуса 3 клапана, клапана 4, поршня 5, амортизатора 2 и частей корпуса 7 и 6. Клапан обеспечивает технологические и эксплуатационные операции по техническому обслуживанию и установке насоса. Основные функции клапана: защита насоса от перегрузки в случае высокого давления в напорном трубопроводе; обеспечение разгрузки и наполнения колонны труб при отключении; перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном поступлении жидкости из пласта в скважину, или когда большое количество газа содержится в жидкости; предотвращение обратного потока перекачиваемой жидкости из труб через рабочие органы при остановке насоса.
Клип В стандартном одношнековом погружном насосе типа ЭВНТА, клетка представляет собой опорную конструкцию, и его корпус выполняет функцию корпуса всего блока. Поэтому предъявляются повышенные требования к прочности и точности изготовления металлического корпуса, особенно в отношении разницы. Обычно изготавливается из горячекатаных труб из легированной стали. Легирование хромом нежелательно, так как оно ухудшает закрепление эластомера, например синтетического каучука. Чтобы увеличить прочность крепления резины к металлу, рекомендуется, чтобы внутренняя поверхность корпуса была выполнена в виде неглубоких вырезов произвольного профиля, которые затем покрывали различными слоями материалов, обеспечивающими надежный (не менее 40 кгс / см 2 разделения) крепление резины к металлу. Обычно этот процесс проводится в кристаллизаторе одновременно с вулканизацией самой резиновой смеси.
При проектировании и расчете профиля спиральной поверхности свойства синтетического каучука этой марки всегда учитываются. Важно обеспечить равномерность толщины резинового слоя по всей длине клетки. Необходимо учитывать изменение геометрической формы изделия при его вулканизации в кристаллизаторе.
Требования к эластомерным зажимам. Гарантийный срок службы до отказа клети, постоянно работающей в нефтяной скважине с давлением 900-1500 м, должен составлять не менее 1 года при сроке годности 2 года.
Зажимной эластомер, обычно синтетический каучук, должен быть работоспособным, то есть маслостойким в нефтяной среде различных месторождений, и часто требует его эксплуатационных характеристик при высоких температурах жидкости — до 70-90 ° С.
Из-за высоких требований к давлению расчетная длина зажимов некоторых размеров уже достигает 1500 мм, и существует постоянная тенденция к увеличению этого размера. Следовательно, высокие литейные свойства эластомера и прочность его крепления к металлу не менее 40 кгс / см 2 очень важны . Особое внимание уделяется равномерности крепления резины по всей поверхности клетки.
Эластомер должен иметь достаточную твердость, быть устойчивым к воздействию жидких и газообразных, агрессивных сред, уменьшение массы образца не допускается.
Транспортировку и установку оборудования можно производить в полярных регионах и в районах с тропическим климатом. Эластомер также должен соответствовать этим конкретным требованиям.
Специальные исследования необходимы для проблемы газостойкости эластомера, то есть сопротивления проникновению газов.
При сравнении газопроницаемости различных синтетических каучуков было обнаружено, что удельная газопроницаемость нитрильного синтетического каучука (СКН) в 20 раз больше, чем у фтористого каучука. Тем не менее, когда образцы насыщаются диоксидом углерода, который по своему воздействию на СК близок к попутным нефтяным газам, образцы с самой высокой газопроницаемостью подвергаются наименьшему разрушению. Это объясняется способностью молекул газа выходить из межмолекулярной решетки, не разрушая ее при резком снижении давления окружающей среды, которое происходит, когда насос поднимается из скважины во время ремонта.
Большое значение при выборе эластомера имеет коэффициент трения эластомера по металлу. С этой точки зрения могут быть рекомендованы фторсодержащие и полиуретаны.
Одним из специфических свойств эластомера является его твердость. Это свойство не характерно само по себе, но служит в качестве контролируемого показателя суммы других физико-механических показателей, которые нельзя контролировать в готовом изделии.
Индексы термостойкости связаны с индексом твердости обычной зависимостью: термостойкость твердых эластомеров выше, чем у более мягких.
С точки зрения увеличения напора насоса увеличение твердости является полезным свойством, оно совпадает с увеличением термостойкости. Однако мягкие синтетические каучуки являются наиболее долговечными.
Таким образом, для износостойкой модификации насоса необходимы зажимы в специальной конструкции.
После вопроса крепления к металлу износостойкость является наиболее важным из требований к эластомеру.
Стойкость к истиранию у полиуретановых каучуков в несколько раз выше, чем у нитрильных каучуков. Однако проблема трения и износа трущихся пар с участием механических примесей является сложной и требует больших усилий для ее изучения и решения. Пока самая износостойкая пара — это хром по эластомеру.
Держатели с внутренним покрытием из эластомера обычно изготавливают в форме. Эластомер заполняет форму и подвергается вулканизации. С помощью инъекционных стержней с правым и левым направлением спиральных спиралей формируются соответствующие зажимы — правый или левый. Перед сборкой качество и размер зажимов контролируются гладкими цилиндрическими датчиками.
Контроль качества эластомера осуществляется с помощью свидетелей — образцы эластомера изготавливаются в одной и той же форме одновременно с продуктом. На концах клетки контролируется твердость эластомера.
Стабильность химического состава и физико-механических свойств эластомера и строгое соблюдение технологических регламентов во всех операциях обеспечивают гарантированный срок службы насоса.
Винт. Наиболее технологически простым является один винт с поперечным сечением в виде правильного круга.
Шнек может быть изготовлен из легированной хромом стали или из титанового сплава, который примерно в 1,7 раза легче стали и не уступает ему по прочности. Увеличение массы может снизить нагрузку на эластомер за счет центробежной силы при вращении винта. Шнек обрабатывается на токарном станке, как правило, с помощью устройства для вихревой резки, что позволяет получать высокую точность при максимальной производительности. Поверхности шнека должны соответствовать требованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти условия выполняются путем нанесения твердого слоя хрома на поверхность и полировки его в специальном устройстве.
Установка, эксплуатация и ремонт выбранного оборудования
Установка скважинных винтовых насосов
Перед доставкой винтового электронасоса (EHP) в скважину необходимо тщательно проверить все оборудование в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
Подготовка скважины к работе, установка установки скважинного винтового электронасоса (UEVN) и опускание установки в скважину, настройка и регулировка пускового электрооборудования, а также подготовка к запуску установки, также выполняются. как при установке скважинного центробежного электронасоса.
Установка завершается установкой оборудования на устье скважины, которое обеспечивает подключение трубопровода для добычи газа из кольцевого (кольцевого) пространства; установка манометра, обратного клапана и задвижки на поточной линии, которая должна быть в направлении жидкости перед обратным клапаном. Перед началом установки необходимо открыть клапан. Работа насоса с закрытым задвижкой недопустима, так как это неизбежно приведет к аварии.
Техническое обслуживание скважинных винтовых электронасосных установок
В процессе эксплуатации УЭВН:
- контролировать работу насосного агрегата;
- не реже одного раза в месяц измеряют расход насоса, содержание попутной воды, температуру перекачиваемой жидкости, динамический уровень, буферное давление;
- не реже одного раза в неделю измеряйте напряжение и силу тока электродвигателя;
- когда сопротивление изоляции падает ниже 0,05 МОм, электродвигатель поднимается из скважины;
- когда установка отключена устройством контроля изоляции, после предварительного измерения сопротивления изоляции
- кабельно-моторные системы; блок колодца поднимается из колодца;
- когда устройство выключено, после измерения сопротивления изоляции системы кабель-двигатель выполняется перезапуск;
- периодически очищайте оборудование от пыли и грязи, затягивайте ослабленные и очищайте сгоревшие контакты, проверяйте затяжку болтов на входе и выходе и перемычек трансформатора (обесточены);
- устранить все неисправности оборудования в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
Данные о работе установки заносятся в эксплуатационный сертификат.
Подъем и демонтаж скважинных винтовых электронасосных установок
Для выполнения подъема и демонтажа выключите установку, затем выключите автоматический выключатель — предохранитель; отсоединить кабель питания двигателя. От пульта управления проверьте сопротивление изоляции системы кабель-мотор, установите и отцентрируйте мачту подъемного механизма, при необходимости закройте скважину, используя только обратную промывку, демонтируйте фитинги устья скважины, слейте жидкость из через сливной клапан, сбросив лом диаметром 53 мм в колонну насосно-компрессорных труб, мм, вверните трубу длиной 0,5-1 м с муфтой на другом конце в муфту колонны насосно-компрессорных труб , установите на трубу элеватор и поднять колонну труб. Разберите кабельный ввод в лицевой панели или головке колонны, установите опору на фланец головки колонки и поднимите узел скважины со скоростью 0,25 м / с.
При подъеме труб трос освобождается от ремней, предотвращая их попадание в колодец. Трубы поднимаются при намотке кабеля на барабан. Необходимо равномерно наматывать кабель и не касаться земли. Его перегибы и удары по доспехам не допускаются. Кабель из колодца должен идти к верхней части барабана. Подняв устройство, снимите крышки плоских кабелей.
Агрегат разбирают на секции и проверяют на наличие масла, герметичность двигателя и гидравлическую защиту, легкость вращения валов, а также на наличие внешних дефектов. Разборка агрегата осуществляется в порядке, обратном установке. Сопротивление изоляции измеряется в электродвигателе, а затем токоподвод закрывается специальной крышкой. После отсоединения кабельной коробки от электродвигателя измерьте сопротивление изоляции кабельной линии.
По окончании демонтажа результаты внешнего осмотра, результаты измерений сопротивления изоляции кабеля, электродвигателя, герметичности двигателя, результаты проверки вращения валов фиксируются в акте эксплуатации.
Ремонт установок скважинных винтовых электронасосов
Все ремонтные работы на УЭВН выполняются специализированной ремонтной бригадой БПО (ЦБПО). Также ремонт может быть выполнен сервисными организациями, имеющими соответствующую лицензию.
Технология ремонта винтового насоса предусматривает следующие работы.
- Внешняя очистка от грязи, рабочей среды, парафина, солей.
- Разборка на специальном верстаке с зажимами. При разборке насосов необходимо помнить, что все вращающиеся детали (винты, валы, эксцентриковые муфты) имеют левую резьбу, а детали корпуса и зажимы — правые. Разборка сначала выполняется на сборочных единицах, а затем сборочные единицы разбираются.
- Мойка деталей.
- Дефектные детали для подгонки, ремонта и списания. Детали считаются непригодными для дальнейшего использования при следующих дефектах:
- на резиновых зажимах имеются раковины, пузырьки газа и другие недопустимые дефекты, указанные в нормативно-технической документации;
- на винтах имеются канавки, дробление, сколы на рабочих поверхностях, трещины или отклонения от первоначальной формы;
- эксцентриковые муфты имеют сморщенные или сломанные ролики, трещины и морщинистые канавки под роликами;
- на ведущей половине муфты имеются трещины, вмятины и износ, пружина сломана;
Износ подшипников скольжения в опоре превышает 0,25–0,3 мм, а на пятках из силиконового графита имеются сколы, трещины или другие дефекты, или их износ превышает 1 мм.
- Ремонт деталей, восстановление поверхностей которых возможно в мастерских БПО (ЦБПО). Отремонтированные детали должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации.
- Комплектующие для сборки насоса.
- Сборка насоса. Перед сборкой все детали должны быть смазаны консервационной смазкой. Сначала собираются основные сборочные единицы, а затем насос в целом. При сборке рабочих органов (винтов) необходимо уравновесить их в насосе. Балансировка достигается путем смещения во время сборки осей правого и левого винтов в диаметрально противоположные стороны от оси насоса. Балансировка выполняется с помощью специального кронштейна, поставляемого с насосом.
- Проверка насоса. Цель испытаний — убедиться, что паспортные данные соответствуют фактическим. Испытания должны проводиться на трансформаторном масле с температурой 25 ~ 30 ° С и вязкостью 10 -5 — 2 10 -5 м 2 / с. В то же время насосы нормальной конструкции должны иметь параметры, соответствующие номинальным, а насосы, предназначенные для работы в условиях повышенной температуры или вязкости, должны иметь показатели на 25-30% ниже номинальных. Во время испытаний насосы работают на стенде под нагрузкой в течение 20-30 минут. Снижение подачи после восстановления допускается до 12%.
- Проверка креплений насоса и их герметичности, пайки и лужения стыков.
- Установка упаковочных чехлов.
Ремонт электродвигателя и гидравлической защиты осуществляется аналогично ремонту электродвигателя и гидравлической защиты скважинных центробежных электронасосов.
Влияние клиренса и помех в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
Рассмотрим явления, связанные с зазорами и герметичностью, присутствующими в насосе.
Практика проектирования насосов с эластичной клеткой показывает, что для обеспечения эффективной работы необходимо создать достаточную герметичность вдоль линий соприкосновения поверхностей шнека и клети. Как правило, герметичность достигается тем, что ротор имеет превышение одного или нескольких размеров (чаще всего поперечного сечения) над соответствующими элементами профиля клети, т.е. имеет место начальная герметичность? 0 .
Схема действующих сил. Определите силы, которые вызывают трение винта, и отрегулируйте положение винта в клетке (рис. 23). Есть две такие силы.
1. Сила инерции, наличие которой обусловлено кинематикой движения винта, на длину шага винта
P J = 3,14 · (0,0125) 2 · 3,9 · 0,024 · 0,013 · 157 2 · 0,7 / 9,8 =
где r — радиус поперечного сечения винта;
t — шаг винта;
е — эксцентриситет винта;
? — удельный вес винтового материала;
? 0 — угловая скорость оси винта относительно оси клети;
g — ускорение силы тяжести;
и — коэффициент, учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты и той части корпуса винта, которая выступает из клетки.
2. Радиальная гидравлическая сила, определенная Д.Д. Саввином:
Здесь P k — межвитковый перепад давления
Р к = 2-0,6 / 2 · 1-1 = МПа
где P н — давление нагнетания;
P вс — давление всасывания;
z — количество шлюзов в каждом потоке клипа.
Результатом этих двух сил является:
Суммарное нормальное усилие на линии контакта на шаге винта:
Таким образом, мы устанавливаем, что нормальная сила прижима винта к клетке является функцией как радиальных сил, так и отношения их значений.
Пониженная нормальная сила с учетом влияния начальных помех
где сила Р ? является функцией начальных помех, толщины и механических свойств резины рабочей поверхности каркаса и определяется экспериментально.
Деформация внутренней поверхности клетки происходит в направлении результирующей силы P JP , под действием которой в клетке перемещается винт. Предположим, что это смещение (ОО 1 ) будет равно m на поверхности контакта рабочих органов также изменятся.
Суммарные помехи представлены в виде:
- Для создания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочих органов подбираются таким образом, чтобы обеспечить зазор во время работы насоса.
- Значения клиренса определены
Уравнения (1.56) и (1.57) действительны для всех положений винтов в обойме, кроме момента? = 0 ± (? / 2) n, когда поперечное сечение винта занимает крайнее положение в поперечном сечении клетки. Анализ деформации резины на этих участках показывает, что зазор, образовавшийся после деформации, очень мал, и им можно пренебречь для практических расчетов.
Изучение зависимостей (1.56) и (1.57) показывает, что из-за малой амплитуды кривых, при сохранении постоянного гидравлического радиуса, допустимо заменить фактические значения зазора и интерференции средними, используя следующие выражения:
где? — коэффициент,
Длина проекции проточной части контактной линии на ось обоймы на шаг винта
Длина проекции поверхности трения винта в держателе вдоль шага винта
На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы:
- Одновинтовой насос характеризуется переменной ориентацией ротора. Когда насос работает под действием инерционных и гидравлических сил, происходит радиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении.
- Деформация каркаса определяет возникновение зазора, с одной стороны, диаметрального сечения винта и интерференции между винтом и каркасом, с другой, размеры и длина которых нестабильны и определяются выражения (1,56-1,61).
Механические потери. Сначала мы сделаем два предположения.
- Во время работы насоса винт самостоятельно устанавливается в клетке, в результате чего силы, действующие на клетку, распределяются равномерно по всей длине (с идеальной геометрией винта и клетки).
- Коэффициент трения шнека на резиновой поверхности клетки постоянен.
Задачей одного из циклов проведенных балансных испытаний было определение области оптимальных значений 0 . Было установлено, что для зажимов, внутренняя полость которых отлита из резины с твердостью 55-75 единиц. согласно TM-2, межвитковый перепад давления следует считать оптимальным с точки зрения равномерности распределения давления по оси каркаса
В этом режиме максимальные уровни эффективности были получены при следующих начальных значениях помех
Механические потери в рабочих органах существенно зависят от величины начальных помех (рис. 26).
Когда? 0 >? 0 opt есть резкое увеличение силы трения.
Стендовые испытания рабочих органов насоса 1ВВ 1,6; 1BB 0.8 и 1BB 0.4, когда откачка воды показала, что при начальной герметичности согласно выражению (1.61) потоки жидкости характеризуются очень широким диапазоном числа Рейнольдса (Re = 300-10000).
Следующие значения коэффициента были получены экспериментально:
Анализ результатов испытаний объясняет заметное изменение значений питания насосов серийного производства, в которых по технологическим причинам начальные помехи имеют отклонение ± 0,1 мм.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований показали:
- Величина начальных помех оказывает большое влияние на энергетические характеристики одношнековых насосов.
Для принятых оптимальных значений межвитковых перепадов давления (1,61) существует начальный интервал предварительной нагрузки (1,62), при котором рабочие органы насоса работают с максимальным значением КПД, достигающим 70-75% для 1ВВ 1,6 и 55. -65% для насоса 1VV 0,4.
- При увеличении значения на 8 °: зазор в проточной части контактной линии уменьшается, в результате чего уменьшаются объемные потери; нормальная сила увеличивается, а удельное давление уменьшается, что вызывает увеличение механических потерь.
- При посадке с натягом 8 °> 5 ° наблюдается резкое снижение общего КПД насоса.
Расчет золотника предохранительного клапана на прочность и устойчивость
Рабочее давление, при котором работает катушка
р =? Gh,
где? — плотность масла
г — ускорение силы тяжести
H — давление, создаваемое насосом.
р = 950 · 9,8 · 1000 = 9,31 МПа
Сила сжатия со стороны поршня
F сж1 =? · P · (D 2 /4)
где p — рабочее давление, при котором катушка работает
D — диаметр поршня
F szh1 = 3,14 · 9,31 × 10 6 · 0,036 2 /4 = 9,5kN
Сила сжатия катушки с другой стороны
F сж2 =? · P · (d 1 2 /4)
где d 1 — диаметр шпули с другого конца
F szh2 = 3,14 · 9,31 × 10 6 · 0,018 2 /4 = 2,4kN
Поскольку центральная часть катушки имеет наименьший диаметр, в ней будут возникать самые большие напряжения сжатия, мы их определяем
? ср = F ср / f 2
где f 2 — площадь поперечного сечения по внутреннему диаметру
f 2 =? · Д — 2 /4 = 3,14 · 0,014 2 /4 = 15,4 × 10 -5 м 2
F cf = F cf1 + F cf2 = 9,5 + 2,4 = 11,9 кН
? сжимать = 11,9 · 10 3 / 15,4 · 10 -5 = 77,3 МПа
Выберите марку стали VSt2ps для которой? при = 330 МПа
Отсюда мы находим фактор безопасности
n =? в /? ср = 330 / 77,3 = 4,3
Запас прочности:
n a =? 1 м? / к ? M squ
к ? — эффективный коэффициент концентрации напряжений
к ? = 1
? 1 — выносливость при сжатии для катушки двойного действия.
? 1 = 0,45M? в
? 1 = 0,45M330 = 148,5 МПа
? — масштаб
? = 1,5
n a = 148,5 М1,5 / 77,3 = 2,9
Устойчивость катушки (продольный изгиб)
? = л / мин
l — длина свободной катушки
я мин = (Дж / ф) 1/2 Дж =? · D 4 /64 F =? · Д 2 /4
я мин = д / 4
i min — минимальный радиус инерции стержня
? = 4 л / д
? = 4M95 / 14 = 27,14
? <105, по формуле Ясинского
? кр = 335-0,6?
? кр = 335 — 0,6 77,3 = 288,62 МПа
Когда? кр = 288.6MPa золотник будет терять устойчивость
Запас стабильности,
п у =? Ср /? squ = 288,6 / 77,3 = 3,73
