Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2799 руб.)

Установка электроприводного центробежного насоса-Модернизация: Разработана конструкция специального кожуха, который предохраняет ПЭД от перегрева-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 09 Августа 2016
Продавец: Drilling777
    Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Установка электроприводного центробежного насоса-Модернизация: Разработана конструкция специального кожуха, который предохраняет ПЭД от перегрева-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
1.4. Кожух для погружного электродвигателя.
В настоящее время значительным недостатком скважинных центробежных насосов является то, что скважинную компоновку насоса с электродвигателем невозможно спустить ниже уровня перфорации, так как жидкость «идёт» на приём насоса не охлаждая двигатель, а следовательно приводит к отказу двигателя. Спуск насоса ниже уровня перфорации позволил бы снизить забойное давление, а значит увеличить объём добываемой пластовой жидкости.
Одно из решений данной проблемы – это установка кожуха на электродвигатель. С помощью кожуха пластовая жидкость «идёт» на приём насоса предварительн6о охлаждая двигатель.
В нашей стране данную продукцию (кожух) предлагает компания ЗАО «Новомет-Пермь». В настоящее время в Западной Сибири имеется всего несколько скважин в которых используется кожух.
Кожух предлогаемый ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ, крепится к входному модулю насоса с помощью замка. (рис.10.). Кожух
Рис.1.10. Схема кожуха электродвигателя.
НМ-312.000 применим для двигателя ПЭДТН 45-103 в комплекте с гидрозащитой ГЗН-92 и входным модулем МВ5/К-04. Комплект для монтажа кожуха состоит из: кожуха НМ-312.020-15, замка НМ-312.010-15, хамута-элеватора ХМ-123 и подставки НМ-312.520.
Техническая характеристика данного кожуха:
- наружный диаметр кожуха - 123 мм.
- длина кожуха без замка - 8266 мм.
- длина кожуха с замком - 8310 мм.

Вывод.
При отказе УЭЦН затраты на спуско-подьемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. В этой связи весьма актуальным для нефтяных компаний является вопрос выбора производителя оборудования. Основными критериями при выборе УЭЦН является цена и доступность необходимых частей к ним [8].
Самый крупный в мире производитель УЭЦН- Альметьевский завод погружных электронасосов АО «АЛНАС»: 70% УЭЦН эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим предприятием.
Изготовлением и поставкой УЭЦН в России занимаются следующие предприятия: АО ОКБ БН «КОННАС» г. Москва, АО «Московский компрессорный завод «Борец», Лебедянский машиностроительный завод АО «Лемаз», Воткинский машиностроительный завод, Тульский машиностроительный завод «Штамп».
Основными конкурентами на российском рынке являются американские фирмы REDA, ODI, Centrilift. Стоимость установок фирм США находится в интервале 40-120 тыс. долларов; стоимость российских УЭЦН значительно меньше и составляет порядка 10-12 тыс. долларов.
Условия эксплуатации УЭЦН в разных нефтедобывающих регионах России характеризуется существенными различиями. Так, например, температура в месте подвески УЭЦН на скважинах «Ставрапольнефтегаза» превышает 140*С, в Татарии-составляет 40-50*С, в Западносибирском нефтедобывающем регионе—70-80*С. Поэтому для корректного анализа надежности данного оборудования необходимо сравнивать производственные показатели установок только при сопоставимых условиях эксплуатации. В этой связи за основу такого анализа для УЭЦН российского и американского производства приняты данные, полученные на нефтяных скважинах АО «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Когалымнефтегаз», где температура в месте подвески, вынос механических примесей и осаждение солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы. Статистическая обработка данных показала, что наработка отказ УЭЦН российского производства составляет в этом регионе 300-400 суток, в то время как наработка установок американских фирм в этих же скважинах 650-700 суток. Основной причиной отказов российских установок является пробой электрической изоляции кабелей и погружных двигателей, а западных заклинивание рабочих органов насосов солями и механическими примесями из скважинной жидкости.
Сами насосы российских заводов по своей конструкции лучше приспособлены к работе в скважинах с высоким содержанием солей и механических примесей, чем насосы западных фирм, так как они имеют большее сечение приточных каналов и меньшую адгезию к осаждению солей.
Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах. Повышение надежности насоса возможно так же за счет увеличения износостойкости пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет использования технологии порошковой металлургии.
При анализе надежности УЭЦН российского производства необходимо рассмотреть так же отказы связанные с падением УЭЦН при работе или спуско-подьемных операциях- так называемые «полеты». Этот вид отказов составляет на более 3-4% от общего числа отказов, но устранение их последствий приводит к большим материальным затратам.
«Полеты» УЭЦН западных фирм при эксплуатации на нефтяных месторождениях России практически не происходят.
Исследования на испытательных стендах УЭЦН российского производства показали, что они по своей конструкции более подвержены вибрации, чем УЭЦН западных фирм.
Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации. Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами, так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеют УЭЦН-80, эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах. В то же время установки очень высокой производительности, например УЭЦН-250 имеют значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости. Кроме того в УЭЦН-250 используются два последовательно соединенных ПЭД-90, что увеличивает вероятность отказов УЭЦН. Большое значение имеет соблюдение технологии добычи нефти и качество подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различаются. Так, наработка УЭЦН-50 в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 350 суток, а в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» –250 суток.
При отказе УЭЦН затраты на спускоподъемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. Для повышения надежности установки в целом нужно увеличивать надежность всех ее элементов. Усовершенствование только одного-двух элементов системы не приводит к желаемому результату, а только повышает стоимость оборудования.
Выбор конкретного производителя и приобретение УЭЦН нефтяниками осуществляется главным образом в результате проведения тендеров.
Основными критериями при выборе УЭЦН являются цена и доступность необходимых запасных частей к ним.
Исходя из соотношения наработки и цены УЭНЦ российских заводов можно рассматривать как достаточно конкурентоспособные в сравнении с установками западных фирм, за исключением устойчивости к «полетам». Высокие таможенные пошлины на ввозимые западные установки и запасные части зачастую определяют сегодня преобладание закупок насосов отечественного производства.
Кроме того, если УЭЦН российских заводов после технических усовершенствований могут приближаться по надежности к УЭЦН западных фирм, то дальнейшее увеличение надежности импортных УЭЦН возможно только при снижении концентрации механических примесей и солей в скважинной жидкости, что является достаточно сложной проблемой для нефтяных месторождений Западной Сибири.
Экономическая целесообразность выпуска усовершенствованных УЭЦН российского производства, приближающихся по наработке к УЭЦН западных фирм, должна определятся соотношением цен между ними и дополнительными расходами на ремонт скважин.
Сегодня соотношение времени наработки на отказ УЭЦН российского и западного производства на месторождениях Западной Сибири составляет 1:2, однако соотношение цен на данное оборудование составляет 1:8. Это, как правило, и определяет выбор нефтяников.
1.1.Анализ научно технических материалов.
1.1.1. Назначение и область применения установок электроцентробежных насосов.
Наряду со скважинными штанговыми насосами широкое применение находят установки электропогружных центробежных насосов, которые используются при эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважинах в агрессивных средах.
Установки электропогружных центробежных насосов, не имея длинной колонны между насосом и приводом, позволяют передавать насосу значительно большую мощность (до сотен киловатт), а значит увеличивать добычные возможности оборудования этого вида. Кроме того, погружные центробежные электронасосы относятся к типу динамических насосов, которые отличаются мягкой рабочей характеристикой. Однако они чувствительны к газу, вязкости перекачиваемой жидкости и наличию в ней механических примесей. Регламентированные техническими условиями показатели - содержание свободного газа на приеме, количество механических примесей, вязкость - из-за причин как технического, так и организационного характера трудновыполнимы.
На ряде месторождений различных нефтяных районов достигаются высокие технико-экономические показатели при эксплуатации установок электропогружных центробежных насосов. Подача современных электроприводных центробежных насосов может колебаться от 40 до 2000 м3/сут, а напор - от нескольких метров до 3000 м (для одной модуль-секции) столба перекачиваемой жидкости. Большими преимуществами современных погружных электроприводных центробежных насосных установок являются простота их обслуживания и относительно большой межремонтный период работ, который более чем в два раза превышает МРП для ШСНУ.
Необходимость увеличения отбора жидкости до 1500 м3/сут. из скважины со средней глубиной подвески 1000-1500 м, привела к применению для этой цели центробежных насосов, которые наилучшим образом обеспечивают максимальные, по сравнению с насосами других типов, подачу и напор. Эти насосы не требуют промежуточных передач для уменьшения частоты вращения вала по сравнению с частотой вращения приводного двигателя, у них отсутствуют периодически работающие всасывающие и нагнетательные клапаны, нет пар трения, детали которых движутся возвратно-поступательно.
Кроме этого погружные центробежные насосы находят все большее применение при эксплуатации высокодебитных обводненных, до 99 % воды (например, на Самотлорском месторождении обводненность колеблется в пределах 80 - 98 %), и наклонно направленных скважин.
Электроприводной центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на трубах и приводится в действие расположенным под ним погружным электродвигателем. Двигатель и насос представляют собой единый погружной агрегат: электроэнергия подается по специальному кабелю, расположенному параллельно подъемнику. Расположение привода непосредственно у насоса позволяет передать к последнему большие мощности.
Массовое применение этого метода эксплуатации стало возможным в результате выполнения большого комплекса научно-исследовательских, опытно - конструкторских работ, выполненных под руководством А.А. Богданова, и организации серийного производства и внедрения высокоэффективных установок [7].




Коментарии: 1.5. Выбор прототипа.

На основе изученного материала и анализа отечественных и зарубежных конструкций установок электроприводных центробежных насосов, Я пришёл к выводу что, наилучшим вариантом прототипа является установка производства ОАО "АЛНАС" (Альметьевский завод погружных электронасосов). Выбранный мною насос является насосом модульного типа обычного исполнения. Основным фактором в выборе насоса отечественного производителя было то, что стоимость данного насоса в восемь раз дешевле по сравнению с западными аналогами. А также затраты на эксплуатацию установок зарубежного производителя больше по сравнению с отечественными производителями.
Напор насоса выбран в соответствии с тем, что насос с приводом будет спускаться ниже уровня перфорации скважины. Это позволяет снизить забойное давление а значит увеличить интенсификацию добычи нефти. Соответственно возникает проблема охлаждения ПЭД, так как пластовая жидкость не омывает электродвигатель, а сразу идёт на приём насоса. Данную проблему можно решить путём установки на электродвигатель кожуха, который пропускает жидкость до приёмной сетки насоса предварительно омывая электродвигатель, что позволяет снизить сопротивление в обмотке, увеличивая мощность, срок службы изоляции обмоточного провода и в целом электродвигателя.
Кожух должен быть выполнен виде тонкостенной трубы, в которой есть специальные крепления к насосу, а так же иметь центраторы, которые обеспечивали бы соосность насоса с тонкостенной трубой.
1.4. Анализ патентного исследования

1.4.1. Анализ патентного материала связанного, с усовершенствованием
рабочего колеса


В патенте [21] предлагается конструкция рабочего колеса, используемого в скважинных центробежных насосах для добычи нефти с механическими примесями из сква¬жин.
Целью данного изобретения является создание конструкции рабочего колеса центробежного насоса обеспечивающего высо¬кую степень диспергирования при малых подачах, достаточную для эффективной откачки жидкости с мехпримесями из низкодебитных нефтяных скважин.
Рабочее колесо насоса (см. рис. 10,11) содержит ведущий и ведомый диски 1,2 с закрепленными между ними лопастями 3 с образованием межлопаточных каналов 4, в которых расположены перегородки 5. Перегородки 5 закреплены своими концами на боковых поверхностях смежных лопастей 3 с образованием заглушенных участков 6 межлопаточных каналов.

Рис.№1.11 Рис.№1.12
Рабочее колесо насоса Рабочее колесо насоса

Рабочее колесо центробежного насоса работает следующим образом.
Водо-нефтегазовая смесь с мехпримесями поступает из ствола скважин в межлопаточ¬ные каналы 4, образуемые лопастями 3, а также ведущим и ведомым дисками 1, 2. При взаимодействии потока смеси с лопа¬стями 3 и перегородками 5 в межлопаточных каналах 4 происходит интенсивное вихреобразование, что приводит к дроблению отложений твердой фазы и предотвращает засорение рабочего колеса мехпримесями.
После прохождения через рабочее колесо продукция скважины поступает в направля¬ющий аппарат, где приобретен¬ная кинетическая энергия потока не преобразуется в потенциальную энергию давления.
Достоинством патента является создание конструкции рабочего колеса, которая обеспечивает формирование зон интенсивного вихреобразования, позволяет повысить сте¬пень диспергирования мехпримесей, предот¬вращает выпадение отложений твердой фазы и засорение рабочих органов насоса.
Недостатком данного изобретения я считаю, является то, что у насоса с данным рабочим колесом малая подача. В зонах вихреобразования происходит потеря скорости потока пластовой жидкости. Вторым недостатком является сложность изготовления рабочего колеса по причине наличия перегородок.
В патенте [23]предложена конструкция многоступенчатого цент-робежного насоса применяемого в машиностроении, в частности, к центро-бежным скважинным насосам для добычи нефти. Целью изобретения является повышение долго¬вечности и надежности скважинного много-ступенчатого центробежного насоса.


Рис.1.13 Направляющий аппарат, закрепленный в корпусе




Рис.13. Радиально - упорный подшипник

Насос содержит (Рис.12) закрепленный в корпу¬се 1 направляющий аппарат 2, на внутрен¬нем торце которого расположен вкладыш 3, выполняющий роль упорного подшипника. Вкладыш 3 посредством ребер 4 сопряжен с цилиндрической втулкой 5, являющейся радиальным подшипником рабочего колеса 6. установленного на валу 7. Таким образом, вкладыш 3, ребра 4 и цилиндрическая втулка 5 образуют единую деталь, изобра¬женную на Рис.4, которая представляет со¬бой, единый радиально-упорный подшипник, установленный в направляю¬щем аппарате 2 и удерживаемый в послед¬нем от проворота выступом 8, входящим в соответствующее гнездо направляющего аппарата 2.
Ребра 4 являются продолжени¬ем профиля лопаток направляющего аппа-рата 2 и препятствуют потоку перекачиваемой жидкости. Торцовые по-верхности вкладыша 3, обращенные к рабо¬чему колесу 6, имеют чередующиеся друг с другом кольцевые канавки 9 и выступы 10, которые в сборе с соответствующими коль¬цевыми выступами и канавками покрывного диска рабочего колеса образуют лабиринт¬ное уплотнение.
Таким образом, торцовый вкладыш и цилиндрическая втулка, соединенные ради¬альными ребрами, образуют единую де¬таль, легко монтируемую в направляющий аппарат и представляющую собой единый радиально-упорный подшипник скольже¬ния рабочего колеса насоса, что обеспечива¬ет полную концентричность радиальных и торцовых поверхностей в паре трения рабо¬чее колесо - направляющий аппарат, сни-жает дисбаланс и вибрацию насоса, а наличие лабиринтного уплотнения на обра¬щенных друг к другу торцовых поверхностях вкладыша и покрывного диска рабочего ко¬леса препятствует доступу абразивных час-тиц, содержащихся в перекачиваемой жид¬кости, в зону сопряжения контактирующих друг с другом поверхностей и предохраняет последние, а также вал насоса от интенсив¬ного абразивного износа.
Преимуществом этого изобретения является: повышенная долговеч-ности и надежность достигнутая путем снижения вибра¬ции и абразивного износа элементов насоса, за счет введения в конструкцию торцового вкладыша снабженного радиальными ребрами.
Я считаю, что недостатком рассмотренного патента может быть потеря мощности потока на механическое трение по дискам рабочих колес.













1.4.2. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
направляющего аппарата.

Исследования работы рабочих колес специалистами ОАО «Борец» привели к регистрации следующего патента [22] . В нем предложена конструкция многоступенчатого центробежного насоса предназначенного для перекачивания жидкостей, и может быть применено при добыче нефти из скважин.
Целью изобретения является увеличение надежности работы многоступенчатого цент¬робежного насоса, его напора и КПД.
На Рис.14 изображен общий вид много¬ступенчатого центробежного насоса в разре¬зе; на Рис. 15 - вид проточной части направляющих аппаратов в разрезе.
Вид А
Рис.1.13 Общий вид насоса Рис.1.14 Вид проточной части
направляющих аппаратов

Многоступенчатый центробежный насос содержит вал 1, на котором установлены рабочие колеса 2, за каждым из которых располагается направляющий аппарат 3. Каждое рабочее колесо состоит из ступицы
4. на которой установлены открытые лопасти 5. Нижний торец ступицы 4 установлен на внутреннем кольце 6 предыдущего направ¬ляющего аппарата. Внешний радиус покрыв¬ного диска 7 направляющего аппарата уменьшается вместе с внешним радиусом пластины 8, установленной между каналами 9. Между каналами 9 направляющего аппарата и его внутренним кольцом 6 образована кольцевая полость 10.
Многоступенчатый центробежный насос работает следующим образом. Жидкость проходит через рабочие колеса 2, установ¬ленные на валу 1 и через радиально-осевые направляющие аппараты 3, что приводит к увеличению ее давления. Открытые лопасти 5, установленные на ступице 4, имеют острый угол на выходе по отношению к плоскости, перпендикулярной к оси вращения, это позволяет избегать скопления песка между колесом и предыдущим направляющим ап¬паратом, перемещать твердые частицы в осевом направлении. Нижний торец ступицы 4 прижимается к внутреннему кольцу 6 направляющего аппарата 3, устраняя пере¬течку между ступенями. Внешний радиус покрывного диска 7 вместе с внешним радиусом пластины 8, установленной между двумя каналами, плавно уменьшается, обес¬печивая увеличение минимальных проходов в проточной части ступеней, проход песка и поднятие напора при нулевом расходе. Плавно войдя в каналы направляющего аппарата 9, имеющие на выходе острый угол, жидкость закручивается в полости 10, между ними и внутренним кольцом 6, обеспечивая требуемую крутизну напорной характеристи¬ки.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить надежность работы насоса и сократить затраты электроэнергии.












Рис.1.15 Корпус с направляющими
аппаратами
В патенте [24] предложен многоступенчатый центробежный насос, который может быть использован при добыче нефти и других пластовых жидкостей с высоким содержанием абразива.
Целью предлагаемого технического реше¬ния является повышение надежности насоса и снижение эксплуатационных затрат путем увеличения износостойкости трущихся дета¬лей и длительности межремонтных периодов.
Насос (см.Рис.16) содержит корпус 1 с закрепленны¬ми в нем на опорных шайбах 2 направля¬ющими аппаратами 3 и вал 4 с рабочими колесами 5, закрепленными на валу 4 между защитными втулками 6.
Наибольшему износу в процессе перекач¬ки пластовой жидкости подвержены рабочие колеса 5 и направляющие аппараты 3. Наружные диски рабочих колес изнашива¬ются в результате движения взвесенесущего потока из напорной полости в область с меньшим давлением, а выходные кромки и рабочие поверхности лопастей подвержены износу вплоть до образования каверн и сквозных отверстий из-за крупных включений. Направляющие аппараты 3 изнашиваются в зонах сопряжения с корпу¬сом 1 и защитными втулками 6 из-за синусоидальных изгибов вала и вибрации. Рабочие органы, выполненные из перлитного или перлитно-ферритного чугуна, модифици¬рованные редкоземельными металлами (итт¬рий, церий) и прошедшие термическую обработку до температуры мартенситного превращения и закалку с отпуском, которые работают в паре трения с защитными втулками и опорными шайбами из равностойкого к гидроабразивному износу матери¬ала, позволяют повысить износостойкость насоса и увеличить межремонтный период эксплуатации насосных установок.
Преимущество изобретения в увеличении надежности работы насоса и снижение эксплуатационных затрат путем увеличения износостойкости трущихся дета¬лей и длительности межремонтных периодов.
Недостатком я считаю, является усложнение технологии изготовления ступени насоса.

1.4.3. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
промежуточной опоры.

В патенте [25] предложена конструкция промежуточной опоры, которая может быть использо¬вана при изготовлении или ремонте погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти.
Цель изобретения заключается в устранении условий для возникновения и усиления вибрации насоса путем ее демпфирования и автокомпенсации радиального износа трущейся пары деталей промежуточной подшипниковой опо¬ры вала.
Насос (см.рис.17) содержит корпус 1 с направляю¬щими аппаратами 2 и установленный в корпусе посредством концевых и промежуточных опор вал 3 с поочередно размещенными на нем рабочими колесами 4 и защитными втулками 5. Нижний диск 6 каждого рабочего колеса снабжен кольцевой опорой 7 для передачи осевой нагрузки с рабочего колеса на корпус при работе насоса. Каждая промежуточная опора вала выполне¬на из двух кольцевых, П-образных в сечении, деталей 8 и 9, которые телескопи¬чески встречно сопряжены друг с другом. В основаниях этих деталей (позиции 10 и 11 на фигуре) выполнены отверстия 12 и 13. П-образная деталь 8, как изображено на
Рис. 1.16 Схема насоса

фигуре согласно изобретения, закреплена в корпусе между направляющими аппаратами 2, то есть неподвижна. Другая П-образная деталь (позиция 9) ограниченно осеподвижна, так как ее телескопическое сопряжение с деталью 8 ограничено линейным размером продольного паза 14 в последней и штифтом 15, который установлен в теле П-образной детали 9. Основание 11 этой детали снабжена двумя выступами, позиции 16 и 17 соответственно. Выступ 16 выполнен для контакта со штатной кольцевой опорой 7 вышерасположенного рабочего колеса. Вы¬ступ 17 выполнен для замыкания /запира¬ния/ кольцевой полости (отдельной позицией на фигуре не показана), образованной внешней цилиндрической поверхностью 18 защитной втулки, торцом 20 внутренней стенки 19 неподвижной детали 8 и внешней цилиндрической поверхностью 22 внутренней стенки 21 П-образной осеподвижной детали 9. Образованная сопряжением вышеуказан-ных деталей 5, 8 и 9 кольцевая полость заполнена, то есть в ней размещен упруго пластичный материал 23. Этот материал может быть размещен в полости в виде одной манжеты или, как изображено на фигуре, в виде нескольких манжет, разобщенных меж¬ду собой разделительно-нажимными кольца¬ми (на фигуре отдельной позицией не показаны). Оптимальным исполнением ман¬жеты или манжет из упругопластичного материала 23 является равенство его сум¬марной поверхности, прилегающей к повер-хности 18 защитной втулки, с суммарной поверхностью, прилегающей к поверхности 22 детали 9.
Насос работает по общеизвестной схеме, то есть - при вращении вала 3 с рабочими колесами 4 - на вход насоса поступает перекачиваемая жидкость, которая последо¬вательно (показано стрелками на фигуре), из ступени в ступень, а также и через П-образные детали 8 и 9 каждой промежу¬точной опоры, набирая напор, перемещается наверх, к выходу и далее, в соответствующие коммуникации. Однако особенностью выпол¬нения промежуточных опор, установленных между валом и корпусом и между группами ступеней насоса, является то, что упругоп¬ластичный материал 23, например африкци¬онный, высоковязкий (то есть с малой пластической деформацией под действием внешних усилий) фторопласт, выполняет роль надежного демпфера. Демпфирование вибрации обеспечено за счет незначительной начальной упругости и пластичности мате¬риала 23, то есть практически беззазорная фиксация защитной втулки вала от непос-редственных, в том числе и радиальных, вибрационного характера, контактов с деталями 8 и 9 промежуточной опоры обеспечена именно наличием и проявлением специфи¬ческих свойств материала 23 под действием осевого, сжимающего материал, усилия, возникающего только при работе насоса на вышерасположенном рабочем колесе и передаваемого на осеподвижную П-образную деталь 9 с кольцевой опоры 7 этого колеса. К тому же, наличие некоторой упругости (жесткости) материала 23 предотвращает потерю и/или утечку его, как высоковязкой, но все же текучей, смазки через конструк¬тивные зазоры сопряженных деталей насоса при его бездействии, то есть при вынужден¬ных остановках или хранении, что в дальнейшем не требует ревизирования состо¬яния насоса при предстоящем запуске.
Положительный результат изо¬бретения заключается в устранении условий для возникновения и усиления вибрации насоса путем ее демпфирования и автоком¬пенсации радиального износа трущейся пары деталей промежуточной подшипниковой опо¬ры вала.
Недостатком данного патента я считаю, является то, что для достижения, требуемого технического результата необходим материал, обладающий упругостью, высокой пластичностью (вязко¬стью), африкционный и, к тому же, химически инертный к высоко агрессивной скважинной продукции.

1.4.4. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
поргружного электродвигателя.

В патенте[26] предложен модифицированый поргружной электродвигатель, который может быть использован при эксплуатации скважин, оборудован¬ных погружными электронасосами для добычи нефти.
Целью изобретения является повыше¬ние эксплуатационной надежности путем интенсификации охлаждения электродвига¬теля.
Скважинная насосная установка (см.Рис.№27) содер¬жит погружной агрегат 1, прижимные эле¬менты 2, насос (не показан), приводной электродвигатель в корпусе 3 с накладным элементом 4 с внутренним контуром 5, охва-тывающим часть периметра корпуса 3, и внешним контуром 6, образованным частью окружности с радиусом, равным внутренне¬му радиусу обсадной колонны 7 в месте размещения электродвигателя.
Накладной элемент 4 закреплен на кор¬пусе 3 электродвигателя со стороны, проти¬воположной расположению прижимных
Рис.1.17 Погружной электродвигатель
элементов 2, установленных с возможностью взаимодействия с обсадной колонной 7 скважины для эксцентричного размеще¬ния агрегата в последней.
Корпус 3 электродвигателя образует че¬рез накладные элементы 4, выполненные из материала с высокой теплопроводностью сплошного поперечного сечения, механиче¬ский и тепловой контакт с частью площади поверхности обсадной колонны 7, которая имеет непосредственно тепловой контакт с окружающей массой земли. При этом обсад¬ная колонна и земля выполняют роль радиатора-теплоотвода. В процессе эксплуатации скважинной насосной уста¬новки всасываемая насосом жидкость омывает и охлаждает неприкрытую накладным элементом 4 часть корпуса 3 электродвига¬теля через образованный с ней и открытой поверхностью обсадной колонны 7 канал, что в совокупности улучшает тепловой режим работающего электродвигателя и тем самым увеличивает ресурс работы скважин¬ной насосной установки.
Достоинство данного изобретения в повышенении эксплуатационной надежности, достигнутое путем более интенсивного охлаждения электродвига¬теля.
Недостатком, я считаю необходимость прижатия корпуса двигателя к обсадной колонне, в противоположном случае не будет происходить желаемое охлаждение.

Вывод.
Проанализировав патенты я считаю, что наиболее целесообразно применение уже известных и хорошо зарекомендовавших конструкций оборудования ОАО «АЛНАС». В результате патентной проработки мною не было найдено ничего, что могло бы быть связанно с предложенной конструкцией кожуха для электродвигателя погружного центробежного насоса. Вероятно, это связанно с тем, что данное изобретение ещё не опубликовано. Так как предложенная ЗАО «Новомет-Пермь» конструкция кожуха была представлена совсем недавно.


Размер файла: 2,4 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 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.




Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Установка электроприводного центробежного насоса-Модернизация: Разработана конструкция специального кожуха, который предохраняет ПЭД от перегрева-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!