УЭЦН установка электроцентробежного насоса с модернизированной конструкцией протектора кабеля электродвигателя-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

УЭЦН с модернизированной конструкцией протектора кабеля электродвигателя-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
УЭЦН с модернизированной конструкцией протектора кабеля электродвигателя-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Первая глава моей работы была посвящена анализу конструкций установок электроцентробежного насоса. Были рассмотрены конструкции модульных насосов обычного и коррозионностойкого исполнений, погружные двигатели, гидрозащита. В ходе анализа рассматривался принцип действия, технические характеристики.
Во второй главе работы выполнена патентная проработка конструкций протекторов кабеля электродвигателя.
Протектор предназначен для защиты силового кабеля при спуске в скважину или подъема подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом из скважины.
Рассмотренные протекторы надежно фиксируют кабель на шейках насосной секции, но имеют недостаток: возможно их смещение в осевом направлении и поворот вокруг продольной оси, что нежелательно, так как такое смещение может привести к деформации кабеля и его повреждению при спускоподъемных операциях.
В третьей главе дано описание предлагаемой конструкции протектора (плакат), которая на мой взгляд, имеет надежную фиксацию на секции насоса и обеспечивает защиту кабеля. Фиксация на шейках секции обеспечивается с помощью протектолайзеров 8 (другой плакат), которые крепятся эксцентриковыми болтами 6. Протектолайзер имеет два защитных ребра 10, соединенных дугообразной перемычкой 11, которая образует паз для укладки кабеля 9.
Поджатие протектолайзера к насосной секции производится поворотом эксцентриквого болта 6.
Предлагаемый протектолайзер имеет следующие преимущества по сравнению с аналогами:
- отсутствие хомута, снижение трудоемкости установки на насос и закрепления кабеля на насосной установке, малые габариты.
Протектолайзер в отличие от аналогов не охватывает трубу НКТ, а накладывается на нее с одной стороны, что позволяет увеличить рабочий просвет сечения колонны НКТ.
В четвертой главе выполнен гидравлический расчет рабочего колеса на заданную подачу 400 м3/сут. Были спроектированны рабочее колесо и направляющий аппарат насоса. Определена потребляемая насосом мощность, которая составила 76,95 кВт. С учетом этого значения был назначен электродвигатель ПЭД 90-117М с номинальной мощностью 90 кВт.
В пятой главе рассмотрены вопросы монтажа и эксплуатации установок электроцентробежных насосов.
Экономическая глава посвящена определению стоимости изготовления предложенной конструкции протектолайзера и расчету экономической эффективности от его использования при добыче нефти.
В заключительной главе рассмотрены вопросы безопасности и экологичности выполненного проекта.
Известна конструкция протектора кабеля электродвигателя [16] (рисунок 2.1), задача которого состоит в защите силового кабеля в процессе спуска в скважину или подъема подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом из скважины, а также в обеспечении фиксации протектора на наружной поверхности насосно-компрессорной трубы, в удобстве использования при монтаже и демонтаже, в увеличении надежности при эксплуатации.
В стационарных условиях после изготовления элементов конструкции протектора во втулку 11 с правой 14 и левой 13 резьбами, установленную в кольцевом секторе 1, через соответствующие правую 15 и левую12 резьбы, выполненные на концах сферической рамки 4, сферическая рамка 4 ввинчивается во втулку 11 вращением кольцевого сектора внутри сферической рамки в направлении, указанном стрелкой Б (рисунок 2.4).
После сборки кольцевого сектора 1 с сферической рамкой 4 устанавливаются стопорные винты 3 и 16, и сферическая рамка шаблонируется относительно наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 (рисунок 2.1-2.3).
Механизированным ключом насосно-компрессорную трубу 5 на устье скважины свинчивают с соединительной муфтой 7.
В статическом положении, при монтаже на устье скважины, элементы конструкции протектора для защиты силового кабеля в скважине взаимодействуют следующим образом.
Кольцевой сектор 1 протектора через гнездо 18, выполненное на внутреннем диаметре 17 кольцевого сектора 1, надевается на силовой кабель 6, и силовой кабель 6 вместе с кольцевым сектором 1 протектора подводится к наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 согласно направлению указанному, стрелкой В на рисунке 2.4.
Сферическая рамка 4, огибая наружную поверхность 10 насосно-компрессорной трубы 5, вводится в Г-образный паз 2, выполненный в кольцевом секторе 1 протектора. Ввинчиванием стопорных винтов 3 и 16 в направлении наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 фиксируются как ввинчиваемые стопорные винты 3 и 16, так и сферическая рамка 4.
Вследствие вышеизложенного сферическая рамка 4, связанная резьбовыми соединениями с втулкой 11, установленной в кольцевом секторе 1 протектора, фиксирует кольцевой сектор 1 с силовым кабелем 6 на наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5.
Дополнительно стопорные винты 3 и 16 фиксируют кольцевой сектор 1 с силовым кабелем 6 на наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5.
Предлагаемый протектор можно устанавливать как под соединительной муфтой 7, так и на наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 (рисунок 2.1-2.3).
В динамическом положении при спуске в скважину или подъеме подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и силовым кабелем 6 из скважины происходят механические контакты кольцевого сектора 1 с внутренним каналом 9 эксплуатационной колонны 8, особенно в наколонно-направленных или горизонтальных скважинах (рисунок 2.1, 2.2).
Силовой кабель 6, расположенный в гнезде 18, выполненном на внутреннем диаметре 17 в кольцевом секторе 1, не взаимодействует с внутренним каналом 9 эксплуатационной колонны 8, так как силовой кабель 6 закрыт кольцевым сектором 1 протектора.
Как сферическая рамка 4, соединенная через резьбовые элементы с втулкой 11, установленной в кольцевом секторе 1, и через Г-образный паз 2, выполненный в кольцевом секторе 1, так и стопорные винты 3 и 16 при спуске в скважину или подъеме из скважины подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом обеспечивают постоянное положение кольцевого сектора 1 протектора с силовым кабелем на наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 при механических контактах кольцевого сектора 1 с внутренним каналом 9 эксплуатационной колонны 8.
При ремонте скважины в процессе подъема подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и силовым кабелем 6 из скважины для демонтажа силового кабеля на устье скважины необходимо вывинтить стопорные винты 3 и 16, исключив их взаимодействие с наружной поверхностью 10 насосно-компрессорной трубы 5.
Вывести сферическую рамку 4 из Г-образного паза, снять кольцевой сектор 1 протектора с наружной поверхности 10 насосно-компрессорной трубы 5 и удалить силовой кабель 6.
Предложенное новое техническое решение протектора для защиты силового кабеля в процессе спуска в скважину или подъема подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом из скважины отличается от известных технических решений новизной, технологично при изготовлении, удобно при монтаже и демонтаже, надежно при эксплуатации, конкурентоспособно, и его использование в нефтяной и газовой промышленности обеспечит положительный технико-
экономический эффект.
Задача другого изобретения [17] состоит в фиксации как силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки в протекторе, а также в обеспечении фиксации протектора на наружной поверхности
насосно-компрессорной трубы, в удобстве использования при монтаже и демонтаже, в увеличении надежности при эксплуатации.
В стационарных условиях после изготовления элементов конструкции протектора стяжной винт 16 вводится в канал 15, выполненный в отражателях 14, и ввинчивается в резьбу 21 в канале 15 отражателя 14 до совмещения кольцевой канавки 17, выполненной на стяжном винте 16 с отверстием 18, пересекающимся с каналом 15.
После совмещения кольцевой канавки 17 с отверстием 18, пересекающимся с каналом 15, корпус протектора 1 через отверстие 18 штифтом 19 штифтуются через кольцевую канавку 17 в канале 15 со стяжным винтом 16 (рисунок 2.6, 2.7).
При этом обеспечивается вращение стяжного винта 16 через кольцевую канавку 17 и резьбу 21 в отражателях 14 в канале 15 относительно штифта 19. В статическом положении элементы протектора для защиты как силового кабеля и технологического кабеля, так и капиллярной трубки в скважине взаимодействуют следующим образом.
На наружную поверхность 6 насосно-компрессорной трубы 5 надевается корпус протектора 1 (рисунок 2.7).
Механизированным ключом на устье скважины насосно-компрессорную трубу 5 свинчивают с соединительной муфтой 11. Силовой кабель 7 в направлении согласно стрелке М (рисунок 2.7) укладывается в гнездо 8, технологический кабель 4 укладывается в Г-образный паз 3, а капиллярная трубка 9 укладывается в Г-образный паз 10, выполненные с противоположных сторон на поверхности 2 корпуса протектора 1. Вывинчиванием, если правая резьба 21 в канале 15 отражателя 14 стяжного винта 16 с правой резьбой, или ввинчиванием стяжного винта 16 с левой резьбой, если левая резьба 21 в канале 15 отражателя 14, разрез 20 и размер гнезда 8 уменьшаются, корпус протектора 1 фиксируется на наружной поверхности 6 насосно-компрессорной трубы 5. Одновременно силовой кабель 7 фиксируется в гнезде 8 корпуса протектора 1.
Технологический кабель 4 в Г-образном пазу 3, а капиллярная трубка 9 в Г-образном пазу 10 фиксируются фиксирующими винтами 22 (рисунок 2.6, 2,8, 2.9).
Капиллярная трубка 9 используется для нагнетания, например, химических реагентов для предотвращения отложений солей, парафина в лифте насосно-компрессорных труб в процессе эксплуатации скважины.
Технологический кабель 4 в используется, например, для контроля температурных параметров скважины.
Силовой кабель 7 используется для обеспечения электроцентробежного насоса энергией для работы в скважине.
Грузоподъемным механизмом производят спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину (рисунок 2.5).
В динамическом положении при спуске или подъеме подвески насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, с силовым кабелем 7, с технологическим кабелем 4 и с капиллярной трубкой 9 происходят механические контакты как отражателей 14, так и поверхности 2 корпуса протектора 1 с внутренним каналом 13 эксплуатационной колонны 12, особенно в наклонно-направленных или горизонтальных скважинах (рисунок 2,5, 2.6).
Силовой кабель 7, зафиксированный в гнезде 8, не взаимодействует с внутренним каналом 13 эксплуатационной колонны 12, так как механические контакты с внутренним каналом 13 эксплуатационной колонны 12 воспринимают отражатели 14.

Рассмотренные во второй главе устройства надежно фиксируют кабель-удлинитель на шейках насосной секции, но возможно смещение устройства в осевом направлении и его поворот вокруг продольной оси, что нежелательно, так как такое смещение может привести к деформации кабеля и его повреждению при спускоподъемных операциях.
Задачей предлагаемой модернизации [18] является устранение указанного недостатка, упрощение конструкции, уменьшение габаритов и повышение универсальности за счет создания узла крепления протектолайзера для крепления кабеля-удлинителя на унифицированной стенке основания секций насоса различных габаритов в установке ЭЦН и протектолайзера накладного для защиты и крепления кабеля-удлинителя на основаниях секций насоса.
Узел крепления протектолайзера на насосной секции УЭЦН (рисунок 3.1-3.14) содержит секцию 1 насоса, включающую основание 2, шейку 3, фланцы 4 и 5 (рисунок 3.4, 3.5), болт 6 с эксцентриком 7 (рисунок 3.8, 3.9, 3.10) и протектолайзер накладной 8 для крепления кабеля-удлинителя 9 к насосной секции УЭЦН. Протектолайзер 8 содержит корпус, состоящий из двух защитных ребер 10, соединенных дугообразной перемычкой 11.
Внутренние боковые поверхности 12 ребер 10 и горизонтальная полка 13 перемычки 11 образуют паз 14 для укладки кабеля 9. В перемычке 11 имеются два резьбовых отверстия 15 (рисунок 3.3) для крепления кабеля 9 посредством скобы 16 и двух крепежных винтов 17 (рисунок 3.3). На одном ребре 10 выполнено отверстие 18 под стержень 19 болта 6 (рисунок 3.7), а на другом ребре выполнено смещенное отверстие 20 под эксцентрик 7 болта. Ось отверстия 20 смещена относительно оси отверстия 18 на величину L (рисунок 3.7). Эксцентрик 7 выполнен на стержне 19 и прилегает к головке 21 болта 6 (рисунок 3.8, 3.9). Протектолайзер 8 устанавливается на опорную стенку 22 (рисунок 3.4, 3.5, 3.12, 3.13), выполненную в основании 2 насосной секции 1. В стенке 22 выполнено отверстие 23 под болт 6 (рисунок 3.5). Болт 6 фиксируется на стенке 22 с помощью гайки 24 и пружинной шайбы 25 (рисунок 3.2), а винты 17 фиксируются пружинными шайбами 26 (рисунок 3.3). Углубления 27, выполненные на верхней поверхности перемычки 11 ниже
уровня полки 13, позволяют закреплять кабель-удлинитель толщиной от 10 до 14 мм (рисунок 3.3). Предлагаемое изобретение работает следующим образом. Корпус протектолайзера 8 устанавливается (накладывается) на стенку 22. Поджатие протектолайзера к насосной секции 1 производится поворотом против часовой стрелки болта 6 с эксцентриком 7, который устанавливается в корпус протектора с одновременным проштыриванием отверстий 20, 18 и 23. При установке корпус протектолайзера 8 своими ребрами 10 с одной стороны опирается на цилиндрическую поверхность 28 фланца 4, а с другой стороны, при повороте болта 6 с эксцентриком 7,
контактирует с поверхностями 29 и 30 фланца 5 основания 2 насосной секции 1 (рисунок 3.12, 3.13, 3.14), тем самым исключается покачивание корпуса протектолайзера относительно оси болта 6 и обеспечивается безизгибный контакт корпуса протектолайзера с внутренней поверхностью обсадной трубы при спускоподъемных операциях. Фиксация протектолайзера 8 и кабеля-удлинителя 9 производится с помощью гайки 24 и пружинной шайбы 25 (рисунок 3.2). Кабель 9 крепится к протектолайзеру 8 скобой 16, винтами 17 и пружинными шайбами 26.
Предлагаемое изобретение имеет следующие преимущества по сравнению с аналогами: отсутствие хомута, снижение трудоемкости установки протектолайзера на насос и закрепления кабеля-удлинителя на насосной установке, уменьшение габаритов сборки, повышение надежности и упрощение конструкции узла крепления протектолайзера к насосной установке. Кроме того, предлагаемый узел крепления может использоваться на различных габаритах насосных установок в силу наличия в них унифицированных стенок. Протектолайзер накладной в отличие от аналогов не охватывает трубу НКТ, а накладывается на нее с одной стороны, что позволяет увеличить рабочий просвет сечения колонны НКТ.