Разработка конструкции установки насосной штанговой винтовой ШВНУ-УН1ВС114–20/8 с вентильным приводом для добычи нефти в осложненных условиях (а именно в скважины с высоким содержанием АСПО и механических примесей)-Курсовая работа-Оборудование для добычи

Разработка конструкции установки насосной штанговой винтовой ШВНУ-УН1ВС114–20/8 с вентильным приводом для добычи нефти в осложненных условиях (а именно в скважины с высоким содержанием АСПО и механических примесей)-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Темой данного дипломного проекта является разработка конструкции ШВНУ для добычи нефти в осложненных условиях (а именно в скважины с высоким содержанием АСПО и механических примесей).

При выборе прототипа насоса в проекте были рассмотрены различные виды штанговых винтовых насосов, а именно:
- стандартная схема исполнения ШВНУ
Преимуществом данной схемы является: простота конструкции, малая масса привода, простота монтажа, транспортировки и обслуживания.
Недостатками являются: невозможность использования в наклонных скважинах и невысокая эффективность использования данной схемы при высоких температурах пластовой жидкости
-схема с использованием полых штанг.
Данная схема может быть выполнена в двух модификациях  плакат
- схема с вращающимся статором и заякоренным ротором и схема с вращающимся полым ротором.
Эти схемы обладают преимуществами стандартной схемы, и особенностью этих схем является то, что поток пластовой жидкости поднимается по их внутреннему каналу, что предотвращает отложение парафина и снижает потери на трение за счет создания водяного кольца на стенках полых штанг.
Недостатком схемы 1 является сложность монтажа, так как в ней помимо колонны НКТ (на которой спускается обойма насоса) используется колонна полых штанг (на которой спускается винт насоса). В результате проведенного анализа в качестве прототипа была выбрана с вращающимся полым ротором.

Разработанная насосная установка включает в свой состав скважинное и наземное оборудование.
Наземная часть состоит из: электродвигателя, оборудования устья скважины и клиноременной передачи. В разработанной схеме используется 2-ступенчатая трансмиссия. Использование в качестве второй ступени трансмиссии червячной передачи позволяет отказаться от специального тормозного устройства, что повышает надежность конструкции установки.
Скважинная часть насоса состоит из: колонны НКТ, центраторов, эксцентриковой муфты, гибкого вала, погружного насоса и якорного устройства.

На основании проведенных расчетов для данного исполнения в определенных условиях скважины были сконструированы:
- рабочие органы скважинного насоса
Подобран винт с передаточным отношением 1:2. Особенностью конструкции данного насоса является то, что винт выполнен полым, с отверстием 20 мм для прохода добываемой жидкости, длинна рабочей пары 2 метра выбрана для обеспечения расчетного давления 12 МПа.
- был проведен расчет НКТ.
В качестве полых штанг в данной установке используются НКТ группы прочности К. Высокая прочность НКТ обосновывается тем, что в теле колонны возникают дополнительные напряжения от ее вращения (коэффициент запаса прочности 2,5).
- выбрана опора качения
(упорный подшипник 8415 ГОСТ 6478-75),
- в расчете приводного двигателя
выбран асинхронный электродвигатель трехфазного тока ВА02-52-4 взрывозащитного исполнения. Мощность 10 кВт, синхронная частота вращения 1500 об/мин.. Двигатель с данной частотой вращения выбирается исходя из того, что он имеет наименьшие массо-габаритные показатели.
- в расчете клиноременной передачи
выбран ремень Б-1900 Ш ГОСТ-12841-80
- расчет запаса прочности устьевой НКТ
расчет запаса прочности устьевой НКТ показал что, для увеличения долговечности резьбовых соединений целесообразно использовать удлиненные муфты. Увеличение резьбовой части муфты на 32 мм привело к повышению запаса усталостной прочности соединения при изгибающих переменных нагрузках на 85 %.

В разделе технико-экономическое обоснование был произведен расчет экономической эффективности и доказана целесообразность массового ввода установок данного типа в эксплуатацию.

В разделе безопасность был проведен анализ условий труда и меры безопасности при эксплуатации винтового насоса выполнен расчет заземления насосной установки.

Вывод:
Исходя из представленных в дипломном проекте материалов, расчетов и чертежей можно сделать вывод о том, что данная установка может успешно применяться для добычи нефти в скважинах с высоким содержанием смол и парафинов, а также механических примесей и иметь больший МРП по сравнению с типовой конструкцией ШВНУ.
2.2.2.Установки с механическим приводом основанные на использовании полых штанг

Перспективны также компоновки винтовых установок, основанные на использовании полых штанг или труб, в которых поток пластовой жидкости поднимается по их внутреннему каналу, что предотвращает отложение парафина и снижает потери на трение за счет создания водяного кольца на стенках полых штанг.
Рассмотрим две таких установок так как они представляют большой практический интерес:
1) схема с вращающимся статором и заякоренным ротором, предложенная в РГУ нефти и газа (А. с. 1657743) [33]
Базовой моделью первой схемы является установка типа «РОДЕМИП». Разработанная во Французском нефтяном институте в 1986 году и усовершенствованная и дополненная в РГУ нефти и газа в 1990.
Насосная установка содержит (рис 2.2) колонну 1 насосно-компрессорных труб и концентрично расположенную в последней колонну 2 полых штанг. В нижней части колонны 1 насосно-компрессорных труб установлен одновинтовой насос 3, соединенный с ней и с колонной 2 полых штанг и имеющий обойму 4 и винт 5.

Внутренняя полость 6 колонны 1 насосно-компрессорных труб в нижней части сообщена с затрубным пространством 7,а привод 8 при помощи транс-миссии 9 подключен к колонне 2 полых штанг. В верхней части колонны 2 штанг установлено переходное устройство 10 с внутренней проточной полостью 11.
Одновинтовой насос 3 соединен с колонной 1 насосно-компрессорных труб через винт 5 и замковое устройство 12, а с колонной 2 полых штанг - через обойму 4.
Нижняя часть внутренней полости 6 колонны 1 насосно-компрессорных труб через обойму 4, колонну 2 полых штанг и проточную полость 11 переходного устройства 10 сообщена с выходной магистралью 13.
Проточная полостью 11 переходного устройства 10 может быть через регулируемый дозатор 14 сообщена с внутренней полостью 6 колонны 1 насосно-компрессорных труб. Замковое устройство 12 может быть выполнено в виде подключенной к винту 5 через муфту 15 крестовины 16, расположенной в фиксаторе 17.
Колонна 2 полых штанг закреплена при помощи клиновой подвески 18 на полом приводном валу 19, установленной на подшипниках 20. Внутренняя полость 6 колонны 1 насосно-компрессорных труб герметизируется при помощи расположенного вокруг колонны 2 полых штанг уплотнения 21. Вокруг колонны 1 насосно-компрессорных труб в ее верхней части установлено уплотнение 22.
Полый вал 19 установлен относительно переходного устройства 10 на подшипнике 23. Проточная полость 11 переходного устройства 10 гермети-зируется уплотнением 24. В верхней части переходного устройства 10 установлен быстросъемный кожух 25. Насосная установка для добычи нефти работает следующим образом.
Вращение от привода 8 через трансмиссию 9 и полый приводной вал 19 передается клиновой подвеске 18 колонны 2 полых штанг. При вращении колонны 2 полых штанг вращается соединенная с ней обойма 4 насоса 3, в результате чего пластовая жидкость из затрубного пространства 7 через насос 3 и колонну 2 полых штанг поднимается на поверхность. Переходное устройство 10 обеспечивает отвод пластовой жидкости в выкидную магистраль 13.
Часть поступившей в проточную полость 11 жидкости может быть через регулируемый дозатор 14 снова подана в нижнюю часть внутренней полости 6 колонны 1 насосно-компрессорных труб, являясь при этом смазкой между колоннами 1 и 2.
В процессе работы винтового насоса 3 его винт 5 совершает относительно колонны 1 насосно-компрессорных труб кольцевое движение, что обеспечивается муфтой 15. Возникающий при вращении обоймы 4 относительно винта 5 реактивный момент передается муфтой 15 через замковое устройство 12 колонне 1 насосно-компрессорных труб.
Поднимаемая на поверхность пластовая жидкость внутри колонны 2 полых штанг вращается вместе с последней, что до минимума обеспечивает снижение гидродинамических потерь на перемещение жидкости от затрубного пространства 7 к устью скважины.
Спуск винтового насоса 3 осуществляется до упора в фиксатор 17 на ко-лонне 2 полых штанг, при этом насос 3 опускается совместно с муфтой 15 и крестовиной 16 замкового устройства 12.

2) схема с вращающимся полым ротором
На рисунке 2.3 выполнена скважинная винтовая насосная установка [32]. Эта схема реализована в установке ОАО «Завод им. Гаджиева», в которой статор закрепляется в колонне обсадных труб, а полый ротор спускается на конце колонны НКТ вращающийся в центраторах. Установка содержит колонну насосно-компрессорных труб 1, которая установлена в обсадной трубе 2. На нижнем конце насосно-компрессорных труб 1 закреплен одновинтовой насос 3, включающий винт 4, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб 1 и обойму 5. Установка снабжена стопорным устройством с винтоклиновым механизмом, включающим вал распорный 6, верхние клинья 7 и нижние клинья 8, а также сухари 9 и муфту 10. При этом обойма 5 насоса 3 соединена со стопорным устройством, которое неподвижно фиксируется внутри обсадной трубы 2. Установка снабжена подпружиненными роликами 11, позволяющими свободно перемещать насос 3 на колонне насосно-компрессорных труб 1 на необходимую глубину и обеспечивающими предварительную фиксацию стопорного устройства в обсадной трубе 2 на любой глубине. Установка работает следующим образом: при опускании насоса на колонне НКТ 1 в обсадную трубу 2, применяемое в изобретении стопорное устройство на трех подпружиненных роликах скользит по внутренней стенке обсадной трубы 2 до достижения необходимой глубины и обеспечивает предварительную фиксацию обоймы 5 в забое. При вращении колонны НКТ и жестко связанного с ней винта 4 крутящий момент через пару винт-обойма, имеющую достаточный предварительный натяг, через крестовую муфту 10 передается на вал распорный 6, имеющий "разнонаправленные резьбы (правую и левую). Клинья верхний 7 и нижний 8, сдвигаясь по резьбам вала распорного 6 в осевом направлении, выдвигают по шесть сухарей 9 в диаметральном направлении и окончательно фиксируют всю конструкцию и связанную с ней обойму 5 внутри обсадной трубы 2 в неподвижном положении, причем поверхность контакта сухарей 9 со стенкой трубы 2 вследствие незначительной разности радиусов сопрягаемых поверхностей получается близкой к плоскостной, что увеличивает надежность крепления. При дальнейшем вращении колонны НКТ в том же направлении винт 4, вращаясь относительно уже неподвижной обоймы 5, начнет подавать нефтесодержащую жидкость на поверхность.
При вращении колонны НКТ 1 в обратном направлении клинья верхний 7 и нижний 8 через резьбы вала распорного 6 раздвигаются, давая возможность сухарям 9 отойти от стенок обсадной трубы 2, что позволяет освободить стопорное устройство и свободно перемещать колонну НКТ вместе с насосом.
В данной схеме отпадает необходимость в насосных штангах. Пластовая жидкость поднимается по внутреннему каналу НКТ и отводится через вертлюг в промысловый трубопровод. Для осуществления циркуляции жидкости, вход в насос располагается в верхнем сечении РО, далее двигаясь вниз через рабочие камеры насоса и дойдя до нижнего сечения, жидкость изменяет направление своего движения и попадает в расточку ротора, сообщаемой с внутренней полостью колонны НКТ.
Преимуществами данной схемы по сравнению со стандартной схемой ВШНУ являются:
-требует гораздо меньше капитальных затрат при изготовлении, монтаже на скважине и в процессе эксплуатации;
-наземное оборудование простое, на порядок меньше масса и устанавливается на фланце устья скважины, что исключает подготовку площадки и строительство фундамента;
-допускается эксплуатация в скважинах с пескопроявлением и высоким
газовым фактором;
-поток нефти из скважины поступает беспрерывно, без пульсаций, что исключает воздействие на пласт при ходе плунжера вниз характерное для насоса УШГН;
-отсутствие приводных штанг.
По сравнению со схемой насосной установки предложенной в РГУ нефти и газа, данная установка имеет преимущества в способе монтажа, поскольку не требуется использование дополнительной колонны штанг для спуска рабочих органов насоса. Для извлечения винтового насоса предложенной в РГУ нефти и газа на поверхность из скважины необходимо поднять как колонну полых штанг так и колонну НКТ.
Таким образом, дополнительно требуется применять колонну полых штанг, а также дополнительно поднимать и опускать ее в скважину при монтажных работах. Что не требуется в установке типа УНВС.
Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является уменьшение расходов на изготовление и эксплуатацию скважинной винтовой насосной установки, отказ от дополнительного применения колонны полых штанг, повышение надежности крепления неподвижного элемента насоса в забое.
Это достигается тем, что установка снабжена стопорным устройством, которое состоит из подпружиненных роликов, винтоклинового механизма, включающего вал распорный, клинья верхний и нижний, а также сухари.

3.ВЫБОР ПРОТОТИПА И ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРЕДЛАГАЕМОЙ СХЕМЫ ВИНТОВОЙ УСТАНОВКИ.

На основании анализа, проведенного в разделе 2, представляется наиболее перспективной разработка новой модели винтового насоса с использованием в качестве штанг насосно-компрессорных труб и приводом от электродвигателя через клиноременную и червячную передачу. Данная схема выгодно отличается сочетанием относительной простоты конструкции и высоких эксплуатационных характеристик.
Такая установка способна перекачивать жидкость с содержанием воды до 99%, свободного газа на приеме – до 50%. Содержание механических примесей при надлежащем подборе материалов и посадок может доходить до 0,8 г/л. Наиболее перспективно применение подобных установок для перекачки высоковязких жидкостей с вязкостью до 600 мм2/с. Поле их подач может лежать в пределах от нескольких литров в час до сотен кубометров в час, а поле давлений – от 0,1 до 12 и более МПа. При этом все установки винтовых насосов обладают сравнительно высоким КПД, который составляет 55..60%, что выше, чем у центробежных и плунжерных насосов при работе в перечисленных выше условиях.
В качестве прототипа наиболее рационально, будет принять установку погружного винтового насоса УН1ВС.
Установки выпускают для скважин с минимальным диа¬метром эксплуатационной колонны 121,7 мм. Основные па¬раметры установок винтовых насосов с погружным электро¬двигателем УН1ВС приведены в табл.3.1 [30].
Диаметр поперечного сечения погружного агрегата уста¬новок 117 мм.
4.ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ПРОЕКТИРУЕМОЙ УСТАНОВКИ

Состав установки:
1. насос погружной (НП), состоящего из насоса одновин¬тового, клапана сливного, стопора забойного и фиксатора;
2. приводная колона насосно-компрессорных труб (НКТ);
3. привод устьевой;
4. центраторы;
5. станция управления.
Насос одновинтовой включает в себя пару винт - обойма и пяту. Стопор неподвижно фиксирует обойму насоса в об¬садной трубе. Верхний конец полого винта соединен с приводной колонной, на которой насос опускают на задан¬ную глубину. В данной схеме исполнение рабочих органов выбрано с кинематическим отношением 1:2. Это обусловлено следующими преимуществами:
относительно простая технология изготовления ротора;
пониженная вибрация вследствие минимальной переносной угловой скорости ротора;
повышенная допустимая частота вращения (несущественно ограниченная инерционной силой), что упрощает компоновку привода насоса;
минимальная скорость жидкости в каналах РО, что уменьшает их гидроабразивный износ;
оптимальная кривизна винтовых поверхностей РО, что обеспечивает минимальные контактные напряжения.
Основной недостаток насосов с однозаходным ротором [9] - необходимость существенного удлинения РО для обеспечения высокого давления при пониженной частоте вращения п (500 об/мин и ниже).
Приводная колонна, состоящая из набора насосно-компрессорных труб 60х5-К и муфт 60-К по ГОСТ 633, пред¬назначена для спуска насоса на заданную глубину, переда¬чи крутящего момента на ротор (винт) насоса и подачи пластовой жидкости на поверхность. Верхний и нижний конец колонны соединен с приводным валом устьевого привода и ротором насоса трубой В-60х5-К с муфтой В-60-К. Для предохранения приводной колонны от конта¬кта с обсадными трубами предусмотрены центраторы, которые устанавливаются на каждую трубу.
Устьевой привод состоит из двигателя, непосредственно приводного механизма - клиноременной передачи червяч¬ного редуктора и вертлюга. Монтаж привода производит¬ся на фланце крестовины трубной головки.
Насос, получая вращение от устьевого привода посред¬ством приводной колонны, подает по ней пластовую жид¬кость наверх, которая отводится через вертлюг в промыс¬ловый трубопровод, снабженный обратным и запорными клапанами.
Изменение частоты вращения приводной колонны в интервале, указанном в разделе осуществляется сменой шкивов.