Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (1200 руб.)

РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ НГДУ “МУРАВЛЕНКОВСКНЕФТЬ” . Курсовая работа.

Дата закачки: 10 Марта 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Курсовой проект содержит 132 страницы, 10 рисунков, 21 таблиц.
Месторождение, нефть, скважина, пласт, насос, давление, дебит, обвод-ненность.
Объектом исследования является фонд скважин НГДУ Муравленковс-нефть и проводимые мероприятия по повышению их эффективной работы.
В данном дипломном проекте рассматривается геологическое строение Талинского месторождения, анализ разработки с вытекающими из него про-блемами, анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН на примере фонда скважин ЦДНГ-4 НГДУ Муравленковскнефть, а также основные при¬чины выхода из строя установок ЭЦН и для повышения эффективности их ра¬боты предлагается осуществить подбор оборудования по предложен-ной мето¬дике и произвести диагностирование условий эксплуатации УЭЦН.
В результате проведенного анализа и расчетов по скважи¬нам установ-лена некорректность подбора оборудования сква¬жин. Расчетами обоснована необхо¬димость замены установок, как метода повышения надежности экс-плуатации скважин. По результатам рас¬чета рекомендовано 17 скважин на замену насоса.


Коментарии: 2 Технологическая часть

 2.1 Литературный обзор работ по изучению особенностей эксплуата-ции ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями
А.Н. Асылгареев Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973. – № 4. – С. 46-48.
В большинстве скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦН), откачиваются многокомпонентные смеси, содержа-щие пластовую жидкость и свободный газ. Влияние последнего на работу ЭЦН и его ступеней изучалось многими исследователями.
В связи с разноречивостью мнений по указанному вопросу различен и подход к выбору величины погружения ЭЦН под динамический уровень.
Поэтому для правильного выбора глубины погружения насоса весьма важно знать характер влияния свободного газа в откачиваемой из скважин жидкости на работу ЭЦН и в широком диапазоне изменения газосодержа-ния.
Рассмотрим некоторые причины, объясняющие противоречивость вы-водов о влиянии свободного газа в малой концентрации на работу ЭЦН, учитывая при этом, что исследования и обработка результатов проводились с использованием одной и той же методики.
При интерпретации данных экспериментов оценка газосодержания проводилась по результатам разгазирования глубинных проб нефти. Однако такая оценка не всегда может оказаться объективной, поскольку при этом не учитываютяс существование пересыщенных зон и процессы сепарации газа у приема насоса. Размеры пересыщенных зон и коэффициента сепарации даже в одной и той же скважине зависят не только от давления, но и в значитель-ной степени от производительности.
Следовательно, из-за отсутствия достаточно точных методов определе-ния газосодержания смеси, поступающей в первую рабочую ступень насоса, данные оценки влияния газа на рабочие параметры ЭЦН могут быть не вполне достоверными. В связи с этим потребовалась разработка такой мето-дики исследования, которая исключала бы определение газосодержания или в случае необходимости в его определении не влияла бы на результаты ис-следований. Эти условия могут быть соблюдены при сравнительной оценке работы отдельных ступеней в многосекционном насосе. При откачке им га-зожидкостной смеси свойства последней будут меняться от ступени к ступени в результате растворения и сжатия газовой фазы в нефти. Следовательно, при создании на приеме ЭЦН давления меньшего, а на выкиде большего, чем давление насыщения нефти газом, ступени будут работать при непре-рывно меняющемся газосодержании смеси: от некоторой величины, соответ-ствующей давлению на его приеме, до нулевого значения.
Построение кривой распределения давления по ступеням насоса при движении газожидкостной смеси позволило бы проанализировать работу ступеней при различном газосодержании на их приеме и при одной и той же производительности. Естественно, такие исследования непосредственно в нефтяной скважине практически трудно осуществимы. Подобные исследова-ния с учетом указанных требований можно провести, если ЭЦН вынести на дневную поверхность, но с максимально возможным приближением его ра-боты к реальным условиям.
При откачке газожидкостной смеси рабочие характеристики отличают-ся друг от друга вследствие изменения физических свойств смеси по мере движения ее через ступени насоса. Наименьшее давление развивают первые рабочие ступени насоса. С увеличением порядкового номера ступени повы-шается развиваемое ею давление, то есть незначительное количество свобод-ного газа, содержащегося в смеси при давлении выше 5 МПа не оказывает существенного влияния на работу ступеней.
А.А. Богданов, В.Р. Розанцев, А.Ю. Холодняк Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводо-газовых смесей. Нефтяное хозяйство, 1978. – № 6. – С. 5-8.
Критерием оптимизации подбора погружных центробежных насосов к свкажинам является минимум затрат при обеспечении заданного дебита скважины. Весомой частью этого критерия являются энергозатраты, завися-щие, в свою очередь, от режима работы насоса, характеризуемого коэффи-циентом полезного действия (КПД).
Автоматизация процесса подбора с помощью ЭВМ требует знания ко-личественных связей между характеристиками жидкости и КПД и представ-ления их в аналитической форме.
При перекачке водонефтяных эмульсий, неньютоновских жидкостей, обладающих структурными свойствами, влияние вязкости может быть учте-но введением значения структурной вязкости эмульсии, представляющей со-бой эквивалент вязкости ньютоновской жидкости, дающей равный эффект снижения энергетических параметров насоса.
Перекачка продукции скважины с давлением ниже давления насыщения приводит к необходимости исследования процесса движения в насосе двух-фазной смеси.
Если КПД насоса при движении водонефтяной смеси зависит только от подачи насоса, а оптимальный КПД равен его максимальному значению, то КПД при откачке газожидкостной смеси зависит также от загазованности, определяемой давлением жидкости на входе в насос; оптимальное значение КПД при откачке ГЖС равно максимальному при максимально допустимом значении загазованности.
Таким образом, оптимальным условием работы насоса при откачке ГЖС из скважины является работа его в оптимальном режиме при мини-мально допустимой подвеске в скважине.
Нужный дебит жидкости обеспечевается при этом соответствующим подбором типоразмера насоса, таким, чтобы сумма подачи жидкой и газовой фаз в условиях входа в насос была близка к номинальной подаче насоса.
На практике обычно трудно в точности выполнить указанное условие. Как правило, приходится решать задачу сравнения и выбора одного из двух-трех типоразмеров насоса.
Сжатие газовой фазы от ступени к ступени приводит к изменению вяз-кости и уменьшению расхода смеси по длине насоса, то есть к смещению ре-жима работы ступени по основной характеристике влево. При этом, если первая ступень работает вправо от оптимума, то КПД может повышаться и затем падать, а если слева от оптимума, он может только понижаться.
Из сказанного следует, что перекачка газожидкостной смеси диктует необходимость изменения конструкции насоса: каждая ступень такого насоса должна быть рассчитана на различный режим подачи.
На практике может дать эффект более простая схема – комбинация насоса из двух типоразмеров ступеней с установкой на входе насоса ступеней большей подачи.
О.В. Быков, В.Д. Нагула, О.Ф. Балбер Результаты промысловых ис-пытаний газосепараторов конструкции ОКБ БН в НГДУ "Полазнанефть". Нефтяное хозяйство, 1974. – № 8. – С. 17-19.
В 1970-1971 годах в НГДУ "Полазнанефть" были проведены промыс-ловые испытания газосепараторов конструкции ОКБ по бесштанговым насо-сам, предназначенных для установок погружных электроцентробежных насосов производительностью до 130 м3/сут. в скважинах с внутренним диа-метром обсадной колонны не менее 130 мм.
Испытания проводились в скважинах эксплуатирующих Яснополян-ский надгоризонт. Выбор района испытаний обусловлен следующим.
1. Для скважин Яснополянского надгоризонта характерны большие га-зовые факторы – 110-230 м3/т.
2. Пластовые давления ниже давления насыщения и, следовательно, разгазирование нефти происходит уже в пласте.
3. Большинство скважин наклонно-направленные, с небольшим плав-ным углом отклонения ствола от вертикали, от устья до глубины 1300-1400 м. На большей глубине кривизна резко увеличивается, в результате чего спуск ЭЦН более чем на 1300 м приводит к выходу последнего из строя из-за нарушения герметичности фланцевых соединений. В то же время эксплуа-тация установок на глубинах 1300-1400 м и выше малоэффективна, так как газосодержание на преме насосов обычно находится в пределах 0,3-0,6.
Испытания проводились в два этапа. На первом этапе испытаний про-водили исследование работы УЭЦН в выбранных для испытаний скважинах. При подъеме насосных установок в эти скважины спускали установки того же типа с газосепаратором. На втором этапе проводили исследование рабо-ты ЭЦН с газосепаратором.
Расчеты распределения давления по затрубному прстранству скважин и в НКТ проводили по методу Поуиттмана и Карпентера.
Давление в НКТ на скважинах № 92 и 118 с газосепараторами и без них были замерены в процессе исследования работы насосов.
Если расчетная и действительные кривые распределения давления в НКТ на скважине №118 довольно близки, то на скважине № 92 они сильно отличаются. Это обусловлено тем, что на скважине №118 проходное сечение труб было чистым, а на скважине № 92 забито парафином. Следовательно, действительные потери давления в лифте значительно выше по сравнению с расчетными.
А.Ю. Холодняк, В.А. Кошелев, А.Н. Козь, З.А. Росте Промысловые испытания погружного центробежного насоса ЭЦН5-130-600 в обводненной скважине Туймазинского нефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1969. – № 2. – С. 59-62.
Работа погружного центробежного электронасоса на водонфтяных эмульсиях исследовалась на промысловом стенде Шкаповского месторожде-ния. При этом отмечено образование высоковязких эмульсий, сопровожда-ющееся резким ухудшением основных параметров работы насоса. Как недо-статок следует отметить, что данная работа была проведена на жидкостях, физико-химические свойства которых значительно отличаются от пластовых.
Работы проводили на скважине № 499 ЦДНГ-2 НПУ "Туймазанефть".
Скважина была оборудована погружным центробежным насосом ЭЦН5-130-600, подвешенным на НКТ диаметром 73 мм. Согласно методике проведения работ, предполагавшей увеличение потребляемой насосом мощ-ности ввиду возможного образования высоковязкой эмульсии, в качестве привода был использован погружной электродвигатель ПЭД-28, питание ко-торого осуществлялось через кабель КРБК 325 и кабель КРБК 316 общей длиной 1400 м.
В соответствии с программой исследований определяли основные па-раметры работы установки центробежного насоса при различных погруже-ниях самого насоса под динамический уровень, то есть при различном со-держании газа на приеме насоса. Значение газосодержания находили по дав-лению на приеме насоса и обводненности нефти.
В ходе испытаний снимали кривую распределения давления в НКТ, поддерживали буферное давление в интервале 0,20-0,25 МПа, отбирали и исследовали пробы жидкости.
Фактическая подача насоса определялась по подаче, замеренной в мернике, с учетом усадки нефти по данным Е.И. Суханкина.
Для сопоставления были приведены: полная характеристика насоса при работе на воде, снятая на стенде-скважине, пересчитанная на чистую нефть, кинематическая вязкость которой 0,04 см2/с и удельный вес 800 кг/м3, с целью оценки влияния вязкости на параметры насоса и характеристика того же насоса при различных значениях давления, а следовательно, и газосо-держания на его приеме.
Отмечено, что с увеличением газосодержания на приеме насоса значи-тельно ухудшаются параметры работы самого насоса и установки в целом. Следует отметить, что при минимальном газосодержании значения парамет-ров насоса и установки незначительно отличаются (в сторону ухудшения) от соответствующих параметров при работе на нефти с более вязкой нефтью.
Т.Н. Кнышенко, Р.Р. Камалов Результаты промысловых испытаний по-гружного центробежного электронасоса ЭЦН5-80-800. Нефтяное хозяйство, 1967. – № 6. – С. 45-50.
Часто насосы не соответствуют характеристике скважины по произво-дительности и напору, а глубина их спуска не достаточно обоснована. Такое нерациональное использование насосов объясняется в основном отсутствием методики по их подбору и недостаточно полной изученностью влияния газа и образующейся в обводненных скважинах эмульсии на характеристику ЭЦН.
Впервые промысловые испытания серийных погружных центробежных насосов при работе на газонефтяной смеси были проведены П.Д. Ляпковым. Они показали, что наличие свободного газа в добываемой жидкости отрица-тельно влияет на работу насосов – снижается их производительность, напор и КПД. По данным П.Д. Ляпкова, насос сохраняет свою работоспособность даже при газосодержании до 0,50, а кривые Q-H, Q-КПД и Q-N имеют более крутой характер по сравнению с паспортными и при определенных величи-нах газосодержания становятся вертикальными.
Кроме того, до настоящего времени не проводились промысловые ис-пытания насосов в обводненных скважинах, то есть в условиях, когда обра-зуется вязкая нефтяная эмульсия.
Для изучения влияния свободного газа и нефтяной эмульсии на работу ЭЦН и разработки рекомендаций по подбору насосов для условий Шкапов-ского нефтяного иесторождения в1963-1965 годах были проведены испыта-ния серийных насосов ЭЦН5-80-800 и ЭЦН5-130-650 в безводных и обвод-ненных скважинах пластов Д1 и Д4.
Исследования прводили при различных режимах работы насоса. На каждой глубине спуска насоса режим его работы изменяли ограничением де-бита с помощью штуцера с целью получения возможно большего количества экспериментальных точек. Исследования на всех режимах работы насоса сводились к определению его производительности, напора и потребляемой мощности.
Давление у приема насоса замерялось лифтовым манометром МГЛ-5 с 21-суточным заводом часового механизма и дублировалось с помощью суф-лера глубинным манометром МГГ-2У. Суфлер устанавливали на первой от насоса трубе. Показания манометров пересчитывали с учетом разницы гео-дезических отметок суфлера и лифтового манометра по отношению к приему насоса.
Давление на выкиде насоса замерялось манометром МГГ-2У до посад-ки последнего на суфлер и после его отрыва.
Газосодержание у приема насоса определялось по кривой С = f(Р). Ве-личина газосодержания в данной работе несколько завышена.
По результатам испытаний насоса в пласте Д1 построена характеристи-ка насоса при его работе с пластовой нефтью.
По скважине № 49 получены три точечных замера параметров работы насоса, каждый из которых характеризуется определенной величиной газо-содержания. Эти замеры позволяют судить только о качественном влиянии газа на рабочие параметры насоса и подтверждают выводы, сделанные в ра-ботах П.Д. Ляпкова.
Особый интерес представляют результаты испытаний, прведенные при малой величине газосодержания на приеме насоса. Они говорят, что пара-метры насоса при работе на газонефтяной смеси с газосодержанием менее 0,05 выше соответствующих параметров работы насоса на однокомпонент-ной жидкости.
Полученные результаты испытаний погружного центробежного насоса, проведенные в пластах Д1 и Д4, имеющих различную физико-химическую характеристику нефтей, позволяют сделать очень важный вывод об улучше-нии характеристики ЭЦН при его работе на газонефтяной смеси, при опре-деленном небольшом газосодержании на его приеме.
Вывод об улучшении характеристики при наличии в добываемой жид-кости определенного количества свободного газа особенно важен для экс-плуатации насосов на месторождениях с вязкой нефтью, а также при эксплу-атации в обводненных скважинах, в которых образуется вязкая нефтяная эмульсия. Улучшение характеристики ЭЦН, по-видимому, можно объяснить снижением вязкости нефти вследствие наличия газовой фазы и, следователь-но, уменьшением гидравлических потерь, которые в ЭЦН достигают значи-тельной величины.
Оптимальной величиной газосодержания при эксплуатации ЭЦН в без-водных скважинах пластов Д1 и Д4 Шкаповского месторождения является С = 0,05-0,06. В общем случае оптимальная величина газосодержания, по-видимому, будет зависеть от вязкости добываемой жидкости и от числа сту-пеней насоса: повышаться с увеличением вязкости и числа рабочих колес.

2.2 Описание схемы компоновки оборудования УЭЦН на Муравлен-ков¬ском месторождении
Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти со¬стоит из по¬гружного агрегата (электронасоса), спускаемого в сква-жину на насос¬ных трубах, специ¬ального кабеля, питающего двигатель элек-троэнергией, и стан¬ции автоматического управления (рисунок 9).
Электронасос состоит из специального погружного маслозаполненного элек¬тродвига¬теля переменного тока, протектора, предохраняющего двига-тель от про¬никновения в него окружающей жидкости, и центробежного мно-госту¬пенчатого насоса. Корпусы электродвигателя, протектора и насоса со-единены флан¬цами. Валы имеют шлицевые со¬единения. В собранном агрега-те электродвигатель расположен внизу, над ним – гидроза¬щита (специаль-ный про¬тектор), над протек¬тором – насос.
Электронасос спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах. Пита¬ние двига¬теля электроэнергией осуществляется по круглому специаль-ному нефте¬стойкому трех¬жильному кабелю, который крепится к насосным трубам метал¬лическими поясами. На поверхности устанавливают лишь стан-цию управления, автотрансформа¬тор.
Для максимального уменьшения диаметрального габарита погружного агрегата вдоль него укладывают плоский специальный кабель, предохраняе-мый от повре¬ждения ребрами, приваренными к насосу, и защитными ко-жухами. Площадь се¬чения кабеля выбирают в за¬висимости от силы тока дви-гателя и глубины его спуска в скважину. Участок кабеля от устья до станции управле¬ния прокладывают в траншее либо подвешивают на определен¬ной высоте с со¬блюдением требований техники безопасности.






























Рисунок 9 – Схема установки ЭЦН
Применение погружных электронасосов позволяет вводить скважины в экс¬плуатацию сразу же после бурения в любой период года (даже в самые су¬ровые зимние месяцы) без больших затрат времени и средств на монтаж обору¬дования. Спуск электронасоса в сква¬жину отличается от обычного спуска на¬сосно-ком¬прессорных труб наличием кабеля и не¬обходимостью его крепления к трубам. Сборка же самого электронасоса на устье сква¬жины очень проста.
При эксплуатации скважин погружными центробежными электронасо-сами устье легко герметизируется, что позволяет собирать и отводить попут-ный газ. Наземное электрообо¬рудование ввиду его малых габаритов, неболь-шой массы и наличия защитных кожухов в зависимости от климатических ус-ловий может быть установлено либо непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке, но так, чтобы ни снежные заносы, ни паводки не препятст¬вовали нормальной бесперебойной эксплуатации сква¬жины.
Характерной особенностью погружных центробежных электронасосов явля¬ется про¬стота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами обо¬рудования металлоемкость, относительно большой межре¬монтный пе¬риод их работы.
Большие межремонтные периоды позволяют эксплуатировать скважи-ны без вышек, с использованием передвижных мачт для периодических подъемов элек¬тронасосов.

2.2.1 Погружные центробежные насосы
Погружные центробежные насосы для добычи нефти в зависимости от условий экс¬плуатации имеют два исполнения: обычные, предназначенные для эксплуата¬ции неф¬тяных и обводненных скважин с незначительным со-держа¬нием механиче¬ских примесей (до 0,01% по массе), и износостойкие – для экс¬плуатации сильно обводненных скважин со значительным содержани-ем меха¬нических примесей (до 1% по массе) в отбираемой жидкости.
По диаметрам и поперечным габаритным размерам насосы делятся на три ус¬ловные группы: 5, 5А и 6. Группа 5 имеет насосы с наружным диамет-ром корпуса 92 мм, группа 5А – 103 мм и группа 6 – 114 мм. Частота вра-щения вала изготов¬ляемых погружных центробежных насосов колеблется в пределах 2800-2900 об/мин.
Из общего числа работающих на промыслах электронасосов примерно 95% со¬ставляют насосы обычного исполнения (ЭЦН).
Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет со-бой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, пред-ва¬рительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполнен-ный из труб¬ной заготовки.
Направляющие аппараты закреплены для предотвращения поворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей поворот их относительно вала, и сво-бодно переме¬щаются вдоль него.
В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии на-прав¬ляющего аппарата, как в подшипнике, а колесо опирается нижним дис-ком о спе¬циальный бурт направляющего аппарата, выполняющий роль под-пятника. Для уменьшения силы трения между диском рабочего колеса и бур-том направ¬ляю¬щего аппарата, обусловленной действующим на колесо осе-вым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в рас¬точку ниж¬него диска колеса запрессована шайба из анти-фрикционного мате¬риала.
В насосах обычного исполнения опорная шайба изготовляется из тек-сто¬лита. По мере ее износа рабочее колесо перемещается вдоль вала, остава-ясь, как пра¬вило, всегда прижатым вниз. Число рабочих колес и направляю-щих ап¬паратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина кор¬пуса насоса не превышает обычно 5,5 м. когда разместить в одном корпусе нуж¬ное число ступеней невозможно, их заключают в два, а иногда в три корпуса, ко¬торые являются в этом случае отдельными секциями одного на¬соса.
Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляются из спе¬циального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изго¬тов¬ляются также из никелевого чугуна.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и за-кан¬чива¬ется специальной пятой. Нижний конец вала смонтирован в подшип-нико¬вом узле, состоящем из одного и двух радиально-упорных подшипни-ков. Под¬шипники сма¬зываются специальной густой смазкой, поступающей из камеры протектора гид¬розащиты двигателя. Чтобы масло не уходило из ка-меры под¬шипников, вал на¬соса уплотняется сальником, состоящим из свин-цово-графи¬товых колец.
Погружные центробежные насосы в износостойком исполнении (ЭЦНИ), при¬меняемые главным образом на промыслах Азербайджана, от-личаются от обычных в основном следующим:
1. Рабочие колеса изготовляются не из металла, а из полиамидной смо-лы П-68;
2. В корпусе насоса (примерно через 16-25 ступеней) устанавливаются проме¬жуточные резинометаллические подшипники;
3. Торцовая опора рабочего колеса – не чугунная, а запрессованное в чу¬гунный направляющий аппарат кольцо из стали 40X, закаленное до твер-дости 50 – 55 HRC;
4. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочим колесом и на-правляю¬щим аппаратом применяются шайбы из маслостойкой резины;
5. В верхней части насоса применяется резино-металлическая пята;
6. Трущиеся поверхности вала в сальнике, втулки рабочего колеса в на¬правляю¬щем аппарате и другие места лучше защищены от прямого попа-дания туда песка;
Диаметральные размеры износостойких насосов и их ступеней, а также пара¬метры насосов (за исключением долговечности) примерно такие же, что и у обычных.
Вследствие того, что в износостойком насосе устанавливаются проме-жу¬точные подшипники, за счет которых уменьшается число ступеней, напор из¬носостойких насосов несколько меньший, чем обычных.

2.2.2 Погружные электродвигатели
Приводом погружных центробежных насосов служат специальные вер-ти¬каль¬ные асинхронные маслозаполненные погружные электродвигатели трех¬фазного перемен¬ного тока (ПЭД).
Наружные диаметры корпусов электродвигателей такие же, как и насо-сов; они де¬лятся на три группы – 5, 5А и 6, соответственно равны 103, 117 и 123 мм.
Конструктивно электродвигатели выполнены следующим образом. Ста¬тор двига¬теля, собранный в стальной трубе, состоит из чередующихся между собой активных пакетов (секций) статорного железа и немагнитных пакетов. Длина ак¬тивного пакета определяется из условий прогиба вала и берется при¬мерно 320 – 450 мм. Длина немаг¬нитного пакета определяется шириной проме¬жуточного подшипника. Число активных пакетов статора за-висит от мощности двигателя. Число немагнитных пакетов статора определя-ется числом промежу¬точных под¬шипников ротора. Статор имеет одну об-мотку независимо от числа его активных и немагнитных пакетов. Изоляция обмотки выполнена из масло¬стойких и тепло¬стойких материалов. Ротор дви-гателя состоит также из не¬скольких секций (паке¬тов). Длина одной секции со-ответствует длине актив¬ного пакета статора. На валу двигателя между ро-торными секциями смонтированы подшипники скольжения, которые при сборке ротора со статором располага¬ются в не¬магнитных пакетах. Роторные секции имеют самостоятельные об¬мотки в виде беличьей клетки, вы-полненной из медных или алюминиевых стержней и колец.
Вал двигателя имеет продольное отверстие диаметром 6 – 8 мм для цир¬куля¬ции масла, которым заполнен двигатель. Для этой же цели в спинке железа ста¬тора имеются пазы. Масло циркулирует через пазы в железе ста-тора, фильтр в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу.
В верхней части двигателя имеется отстойник для улавливания механи-че¬ских частиц и пластовой жидкости, которая может проникнуть в двигатель со стороны протектора.
Двигатель заполняется специальным маловязким маслом или сухим чи-с¬тым трансформа¬торным маслом с высокой диэлектрической прочностью. Ма¬ловязкое масло рекомендуется для уменьшения механических потерь от трения, быстро вращающегося в нем ротора. Кроме того, для уменьшения потерь от трения ро¬тора в масле секции ротора имеют гладкую шли-фованную поверх¬ность.
Выводные концы обмотки статора подключаются к кабелю посред-ством спе¬циальной герметичной штепсельной муфты.

2.2.3 Гидрозащита
Гидрозащита погружного электронасоса предназначена для защиты по¬груж¬ного электродвигателя от проникновения в его полость пластовой жидко¬сти. Это очень ответственный узел погружного агрегата. Надежность агрегата и межре¬монтный пе¬риод его работы в скважине во многом зависят от конструк¬тивного решения, каче¬ства изготовления и правильности его экс-плуатации.
В погружных центробежных электронасосах, выпускавшихся до 1973 г., в ка¬че¬стве гидрозащиты применялся специальный протектор (рис. 9). Он собран в стальном цилиндрическом корпусе, диаметр которого соответствует диаметру на¬соса. В соб¬ранном агрегате протектор располагается между насосом и элек¬тро¬двигателем. Через него проходит промежуточный вал, со-единяющий вал на¬соса с валом двигателя по¬средством шлицевых муфт. Вал протектора по краям заключен в подшипники сколь¬жения.
Протектор состоит из камер густого масла (вверху) и жидкого масла-от¬стой¬ника с гидрозатвором (внизу). В верхней части протектора имеется пор¬шень с пружиной для создания избыточного давления масла в протекто-ре и двигателе в пределах 0,01 – 0,2 МПа. В корпусе под поршнем имеется отвер¬стие для сообще¬ния подпоршневой части протектора с окружающей средой и передачи поршню гидростатического давления окружающей жид-кости. По мере расхода густого масла через сальник насоса пор¬шень, пере-мещаясь под действием пружины вверх, подает масло в камеру упорного подшипника насоса и поддерживает в системе избыточное давление.
Опыт эксплуатации погружных центробежных электронасосов показал, что гидро¬защита с помощью описанного выше протектора не обеспечивает воз¬рос¬ших требо¬ваний по надежности и межремонтному периоду.
Поэтому ОКБ по бесштанговым насосам разработало новую конструк-цию гид¬ро¬защиты. Новая конструкция гидрозащиты вносит некоторые изме-нения в кон¬струк¬цию насоса и электродвигателя. Поэтому, учитывая, что на промыслах страны нахо¬дится более десяти тысяч погружных агрегатов, она имеет два по¬сле¬довательных ис¬полнения – ГД и Г, позволяющих использо-вать все ранее из¬готов¬ленные насосы и двигатели, а в дальнейшем перейти на новые конструк¬ции насо¬сов и двигателей.
Оба исполнения новой гидрозащиты идентичны и имеют много одина-ко¬вых деталей, что облег¬чает переход от одного исполнения к другому.
Гидрозащита ГД предусматривает в насосе узел радиально-упорных подшипников для восприятия осевых усилий в насосе и свинцово-графитовый сальник. В этой гидрозащите также используется густое и жид-кое масло, од¬нако, здесь они разделены между собой эластичной диафраг-мой. Окружающее давление передается двигателю через диафрагму, распо-ложенную в компенса¬торе, что исключает проникновение пластовой жидко-сти в полость электродви¬га¬теля.
Гидрозащита типа Г предусматривает применение одного лишь жид-кого масла, замену радиально-упорных шарикоподшипников в насосе пятой сколь¬жения, которая располагается в верхней части насоса. Кроме того, мо-жет быть применена дополнительная осевая опора насоса, расположенная в протек¬торе гидрозащиты.
Погружной агрегат с гидрозащитой состоит из центробежного насоса, элек¬тродвигателя, компенсатора масла и разделительной камеры, располо-жен¬ной между насосом и двигателем. В корпусе разделительной камеры размещена гиб¬кая диафрагма, которая совместно с торцовым уплотнением, смонтирован¬ным на валу, разделяет ее на две полости “а” и “в”. Полость “а” сообщается с поло¬стью электродвигателя, а полость “в” отделена от нее гиб-кой диафрагмой и тор¬цовым уплотнением. В полости “в” имеется клапан, че-рез который посту¬пает пластовая жидкость после того, как вся смазка или масло, на¬ходящиеся в этих полостях, будут полностью израсходованы. Вдоль корпуса в полости “в” установлена трубка, являющаяся соединитель-ным каналом между верхней и нижней частями этой полости, когда диа-фрагма прилегает к стенкам корпуса.
При исполнении гидрозащиты типа ГД и заполнении полости “в” гу-стой смазкой на валу разделительной камеры устанавливается турбинка, с по¬мощью которой создается избыточное давление в полостях “а” и “в”. Это необхо¬димо для преодоления сопротивления на пути прохождения густой смазки.
В нижней части погружного агрегата под электродвигателем имеется компен¬сатор с гибким эластичным элементом, служащий для передачи давле-ния ок¬ружающей среды маслу в электродвигателе. При расходе масла из элек¬тродвига¬теля через торцовое уплотнение объем компенсатора уменьша-ется.
В гидрозащите типа ГД, как и в старой конструкции, на валу насоса ус-та¬новлен упорный подшипник, который воспринимает осевое усилие, дейст-вую¬щее на вал насоса, и оставлен свинцово-графитный сальник.
При исполнении гидрозащиты типа Г осевая опора вала насоса мо¬жет быть перенесена в корпус разделительной камеры и установлена на валу в виде двухсторонней пяты. В этом исполнении гидрозащиты на валу преду-смотрено дополнительно еще одно торцовое уплотнение. В результате отпа-дает необхо¬димость создания избыточного давления в системе “электродви-гатель – ком¬пенсатор”, а полости “а” и “в” заполняются одним жидким мас-лом. Не¬смотря на это, полости “а” и “в” разделительной камеры отделены друг от друга гибкой диафрагмой и механическим торцовым уплотнением.
В гидрозащите типа Г роль свинцово-графитного сальника насоса пе-ре¬дана торцовому уплотнению, установленному внутри верхнего корпуса разде¬ли¬тельной камеры. Небольшое сальниковое уплотнение на валу насоса здесь предназначено и для защиты подшипника насоса от механических примесей, со¬держащихся в жидкости, и для предотвращения возможного разрежения в по¬лости над уплотнением от действия потока жидкости, всасы-ваемого насосом. Валы двигателя, разделительной камеры и насоса во всех вариантах со¬единя¬ются между собой шлицевыми муфтами, как и в агрегатах, находящихся в на¬стоящее время в эксплуатации.
Принцип действия гидрозащиты типов ГД и Г следующий. После вклю-чения погружного агрегата из-за нагрева двигателя, находящегося в нем, масло будет также нагреваться и увеличиваться в объеме, что повлечет за со-бой уве¬личение объема гибкого элемента компенсатора. Вращающаяся на валу тур¬бинка создаст в камере “а” небольшое избыточное давление, кото-рое через гиб¬кую диафрагму передается в камеру “в”. Густая смазка из ка-меры “в” посту¬пит к подшипнику и к свинцово-графитному уплотнению. Расход ее через сальник происходит быстрее, чем жидкого масла из двигате-ля через торцовое уплотне¬ние, в результате чего гибкая диафрагма, посте-пенно расширяясь в диаметре, будет перемешаться к стенкам корпуса. За-полнение увеличивающе¬гося объема внутренней полости “а” разделительной камеры жидким маслом из двигателя происходит вследствие давления столба жидкости в скважине на гиб¬кий эле¬мент компенсатора. После того как из по-лости “а” израсходуется вся смазка, через обратный клапан начнет поступать скважинная жидкость. Если скважин¬ной жидкостью окажется пластовая вода (менее подходящая для смазки под¬шипника), то она, будучи тяжелее смазки, начнет скапливаться внизу под смаз¬кой, позволяя последней, а также жидко-му маслу, расходуемому через торцо¬вое уплотнение, обеспечивать смазыва-ние этого подшипника.


Размер файла: 378,1 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Сдай работу играючи!

Рекомендуем вам также биржу исполнителей. Здесь выполнят вашу работу без посредников.
Рассчитайте предварительную цену за свой заказ.



Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ НГДУ “МУРАВЛЕНКОВСКНЕФТЬ” . Курсовая работа.

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!