2498

Модернизация Шарнирной муфты междусекционного соединения УЭЦН электроцентробежного насоса ЭЦНМ5-30-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 177407
Дата закачки: 01 Февраля 2017
Продавец: nakonechnyy_lelya@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Модернизация Шарнирной муфты междусекционного соединения УЭЦН электроцентробежного насоса ЭЦНМ5-30
-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Увеличение эффективности производства основано на использовании самого современного оборудования, применения новых технологических процессов, методов и форм управления.
Для определения экономической эффективности от внедрения рассматриваемого в данном дипломном проекте межсекционного соединения можно выделить следующие мероприятия:
a) мероприятия, изменяющие расходные нормы производственного процесса – уменьшение норм обслуживания скважин, уменьшение монтажных работ, увеличение межремонтного периода установки в целом, уменьшение аварий;
б) мероприятия, направленные на улучшение эксплуатации.
По пунктам:
1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
1.1 Установка скважинного штангового насоса
1.2 Газлифт
1.3 Винтовые насосные установки
1.4 Установка диафрагменного насоса
1.4 Гидроприводные насосы
1.5 Установка струйного насоса
1.6 Установка электроцентробежного насоса
2. УСТАНОВКА ПОГРУЖНАЯ ЦЕНТРОБЕЖНАЯ
ЭЛЕКТРОНАСОСНАЯ
2.1 Назначение
2.2 Состав оборудования
2.4 Компоновка насоса
2.5 Устройство модулей и работа насос
2.6 Техническое обслуживание
3. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
НА ОТКАЗЫ УЭЦН
4. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА УЗЛА
УЭЦН
4.1 Новые разработки заводов-изготовителей
4.2 Мероприятия, направленные на повышение надежности УЭЦН
4.3. Разработка усоверщенствованного межсекционного соединения
4.4 Муфта шарнирная
5. РАСЧЕТЫ НА ПРОЧНОСТЬ ДЕТАЛЕЙ И УЗЛОВ РАЗРАБОТАННЫХ УСТРОЙСТВ
5.1 Расчет на прочность вала насоса

6.1 Расчет экономического эффекта

Оценка экономического эффекта от внедрения в эксплуатацию предлагаемой в данном дипломном проекте конструкции межсекционного соединения входного модуля ЭЦН и протектора для эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами выполняется в сравнении затрат на изготовление и эксплуатацию базового варианта соединения входного модуля ЭЦН и протектора.
В результате внедрения предложений по повышению надежности работы УЭЦН направленных на сокращение полетов и засорений сократилось количество проводимых подземных ремонтов. Сокращение ПРС ведет к росту межремонтного периода. Следовательно экономический эффект от внедрения предложений будет складываться из следующих составляющих:
а) сокращение затрат на ремонт погружного оборудования;
б) сокращение затрат на проведение ПРС;
в) Увеличение объемов добычи нефти.
Страховочная муфта внедрена на двух скважинах где в 2008 году был РС-отказ, на 13 скважинах где из-за коррозии и эрозии произошла негерметичность сливной муфты внедрен универсальный обратный клапан.
Следовательно в 2009 году сокращено 15 подъемов УЭЦН по сравнению с 2008 годом.


Комментарии: 4 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА УЗЛА
УЭЦН

4.1 Новые разработки заводов-изготовителей

Выбор интервала установки ЭЦН в наклонно-направленных и искривленных скважинах. Конструктивное исполнение погружных центробежных насосных агрегатов установок допускает темп набора кривизны 2º на 10 метров длины ствола скважины согласно ТУ 3631-025-21945400-97 «Насосы погружные центробежные для добычи нефти ЭЦНА», в зоне работы погружного агрегата кривизна должна быть не более 3 минут на 10 метров. В РД 39-3-1008-84 проведены расчеты и уточнены критерии для различных установок.
Выбор интервала проводится для каждого типоразмера УЭЦН с условием вписываемости насоса в выбранный интервал без изгиба. На рисунке 4.1 приведена схема расчета условий вписываемости УЭЦН на искривленном участке ствола скважины.

Рисунок 4.1 – Схема расчета условий вписываемости УЭЦН на искривленном участке ствола скважины

Очевидно соотношение:
.           (4.1)
Величина R определяется из прямоугольного треугольника AON
.          (4.2)
Подставляя (3.2) в (3.1) принимая L=10 м, получим
.          (4.3)
По формуле (4.3) производятся расчеты максимально допустимой кривизны обсадной колонны, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба РД 39-3-1008-84.

Таблица 4.1 – Максимально допустимая кривизна обсадной колонны,
обеспечивающая работу УЭЦН в скважине без изгиба
Типоразмер Параметры обсадной колонны: (условный диаметр, толщина стенки, внутренний диаметр), мм
 146 / 7,7 / 129,6 146 / 7 / 131
1 2 3
У2ЭЦН5-50-1400 14,7 16,2
УЭЦН5-50-1750 11,1 12,3
У2ЭЦН5-80-1200 14,9 16,4
УЭЦН5-80-1550 10,7 11,8
УЭЦН5-80-1800 9,0 9,9
У3ЭЦН5-125-1200 11,5 12,7
УЭЦН5-125-1400 9,0 9,9
У2ЭЦН5-200-800 11,5 12,7
У1ЭЦН5А-10-01350 6,1 7,6
У1ЭЦН5А-160-1100 5,7 7,1
1 2 3
У2ЭЦН5А-160-1400 4,1 5,2
УЭЦН5А-160-1750 3,1 3,8
У1ЭЦН5А-250-800 5,5 6,9
У1ЭЦН5А-250-1000 3,6 4,5

Продолжение таблицы 4.1  
1 2 3
У1ЭЦН5А-250-1400 1,9 2,42,4
У2ЭЦН5А-360-850 3,3 4,1
У2ЭЦН5А-360-1100 1,9 2,4
У1ЭЦН5А-500-800 2,0 2,5

Надежность работы УЭЦН в наклонно-напрвленных скважинах во многом определяют подготовительные работы. Согласно ТУ 26-06-1486-87 «Эксплуатация УЭЦН», перед спуском УЭЦН эксплуатационную колонну необходимо проверить по градиенту кривизны и диаметру на соответствие технологическим условиям применения УЭЦН. Конструкция типового шаблона рисунок 4.2 должна удовлетворять следующим условиям:
а) длина шаблона должна быть равной длине погружного агрегата;
б) диаметр 127 мм, согласно РД 39-0147275-064-01.
Авторами РД 39-0147276-029 «Технология проверки эксплуатационной колоны и применение УЭЦН в наклонно-направленных скважинах», предложен шаблон-калибр и технология его применения.
Для совмещения процессов калибровки и шаблонирования эксплутационной колонны применяется комбинированный калибр-шаблон (ККШ), приведенный на рисунке 4.2. калибр-шаблон состоит из верхнего корпуса 1, соединенного с нижним корпусом 2, с помощью муфты 3 с ослабленным сечением А-А и изготовленного из хрупкого материала (например чугуна). К верхнему и нижнему корпусам присоединены концевые муфты 4 с отверстиями для циркуляции жидкости. Через полость корпусов 1,2 и муфты 3,4 пропущена НКТ 5, к которой присоединена муфта 6, необходимая для соединения ККШ со спускающим инструментом (например, с колонной НКТ).
При спуске скважинного шаблона в наклонно-направленную скважину, на участках скважины с градиентом кривизны более допустимого, т.е. больше 2 градусов на 10 метров шаблон останавливается, муфта 3 из хрупкого материала разрушается по сечению А-А. После разрушения хрупкой муфты, шаблон спускают далее из расчетного интервала подвески насоса, проверяя внутреннее сечение эксплуатационной колонны на наличие вмятин и сужений.

Рисунок 4.2 – Комбинированный калибр шаблон (ККШ)

Если далее шаблон до расчетного интервала подвески насоса проходит свободно, то он поднимается на поверхность и дается заключение, что данная скважина подходит по сечению для спуска подобранного типоразмера насоса. В такие скважины спускают насос с меньшими габаритными размерами или спускают подобранный типоразмер насоса, используя при монтаже между секциями насоса упругие элементы.
На основании анализов отказов узлов УЭЦН в различных условиях эксплуатации специалисты заводов, производящих УЭЦН, внедряют или проводят опытные испытания следующих разработок направленных на повышение надежности существующих конструкций для работы как в нормальных условиях так и для эксплуатации в скважинах с плохой конструкцией колонны и откачиваемой жидкости.

Рисунок 4.3 – Восьми болтовое соединение секций насоса

Предупреждение аварий с последующим полетом установки на забой, разработано восьми болтовое соединение секций насосов рисунок 4.3. Вместо болтов М12 1,25 предусматриваются болты М10 1. Уменьшение диаметра болтов позволяет увеличить диаметр шейки основания т.е. повысить прочность основания в опасном сечении[19].
Межсекционные соединения насосов производить по схеме фланец-корпус, такое соединение повышает надежность в 2 раза и выше по сравнению со схемой фланец-фланец рисунок 4.4. Рекомендуют увеличить толщину фланца с 12 до 14 мм и радиус галтели до 2,5 мм. Перевод фланца на корпус исключает в каждой секции одно опасное сечение [6].


Рисунок 4.4 – Межсекционное соединение фланец-корпус

Предложены к применению болты по ресурсной технологии ИМАШ РАН т.к. по данным испытаний в ОАО «АЛНАС» предел выносливости ресурсных болтов составляет 97 МПа против 47 МПа у штатных. В целом разработанное фланцево-болтовое соединение позволяет обеспечить долговечность более чем в 10 раз большее чем у штатной конструкции [19].
Вместо шайб Гровера используемых для контровки гаек внедрить болтовое соединение следующей конструкции рисунок 4.5. Большая площадь контакта всех сферических поверхностей снижает напряжение и гарантирует отсутствие пластической деформации. Сферическое сопряжение головки болта с шайбой обеспечивает самоустановку болта относительно резьбового отверстия и защищает болт от изгибающих сил. Большая фаска на шайбе позволяет увеличить радиус галтели на стыке фланца и шейки, что уменьшает концентрацию напряжений в этой точке более чем в 2 раза [4].

Рисунок 4.5 – Схема болтового Рисунок 4.6 – Противополетное соединения устройство (ППУ)

Для снятия напряжений в сопряжении ловильной головки и НКТ ввести деталь, называемую противополетным устройством ППУ рисунок 4.6 [4], так как в этой точке действуют следующие неблагоприятные факторы:
а) изгибающий момент при прохождении криволинейных участков;
б) сечение трубы ослаблено резьбовой канавкой;
в) в этой точке максимальная концентрация напряжений.
Применение этого устройства позволяет снизить опасные напряжения в 7 раз.
Для обслуживающего персонала внедрить моментные ключи в комплект монтажного инструмента. Тем самым вести контроль за степенью затяжки болтовых соединений. Расчетным и экспериментальным путем доказано, что затяжка соединений с моментом 55 Н·м по требованию конструкторской документации имеет ресурс в 2-3 раза больше, чем затянутые с моментом 10 Н·м [5], [19].
Резьбовое соединение секций насосов рисунок 4.7 [21]. В таком соединении использован принцип соединения труб НКТ, такое соединение имеет меньше опасных сечений по сравнению с болтовым.
Целесообразно отказаться от отдельной модуль головки, а верхнюю секцию ЭЦН делать по типу старых насосов, где корпус переходит сразу на ловильную головку, тем самым из конструкции исключается одно фланцевое соединение.


Рисунок 4.7 – Схема соединения секций насоса

Рисунок 4.8 – Входной модуль и страховочная муфта
Соединение «фланец – фланец» с фиксирующим устройством (страховочной муфтой) рисунок 4.8. Соединение модулей секций погружных насосов по типу «фланец – фланец» с фиксирующим устройством, предотвращающее самопроизвольное вывертывание болта из гайки и повышающее надежность соединения. Фиксирующее устройство состоит из двух половинок. Устройство охватывает поверхности фланцев основания и головки, огибает гайки, навернутые на болты основания. Две половинки стянуты на шейке головки резьбовым соединением.
В аварийной ситуации (при обрыве болтов) при расчленении секций насоса муфта удерживает установку от полета. Допустимая нагрузка 20 кН.
Для предотвращения преждевременного износа рабочих органов приводящего к вибрации, предлагаются следующие разработки.
Входной модуль тонкой очистки. С целью снижения отрицательного воздействия песка, содержащегося в пластовой жидкости, насосы типа ЭЦН повышенной износостойкости могут комплектоваться входным модулем тонкой очистки, выполненного с использованием проволочной сетки из нержавеющей стали с размером ячейки 1,0 1,0 мм.
Насосы с дополнительным подшипником (рисунок 4.10) в головке нижней секции. Запрессованный в головку секции 1 подшипник скольжения 2 работает в паре со шлицевой муфтой 3. Муфта шлицевая закалена на твердость 46...50 НКСэ и отшлифована по наружной поверхности. Данный подшипник способствует уменьшению вибрации насоса. Соединение в насосах выполнено по типу фланец - корпус.


Рисунок 4.10- Насос с дополнительным подшипником в головке нижней секции

Насосы с удлиненными ступицами рабочих колес показаны на рисунке 4.11. Рабочие колеса с удлиненной ступицей изготавливаются из чугуна «Нирезист».

Рисунок 4.11 – Насос с удлиненными ступицами рабочих колес

Чугун «Нирезист» обеспечивает повышенную коррозионную стойкость, износостойкость, обладает антифрикционными и антимагнитными свойствами.
Удлиненная ступица рабочего колеса заменяет собой защитную втулку вала, способствует уменьшению вибрации насоса. Увеличивает площадь зацепления ступицы со шпонкой по длине шпоночного паза колеса, исключает срез шпонки. Износ пары «Нирезист» -«Нирезист» ниже износа серийной пары чугун - латунь в 2,5 раза.
Рабочие органы, выпускаемые ООО «ИЖНЕФТЕПЛАСТ». Имеют ряд преимуществ перед изделиями других заводов:
a) рабочее колесо в 7 раз легче проектного (чугун или нирезист), оно не вызывает вибраций, в следствие этого:
1) снижение массы ротора вместе с чередованием втулок полностью исключили «полеты» насосов;
2) ресурс работы направляющих аппаратов возрастает в 3 раза, а при использовании защитной втулки из материала Р3МФ – 4-6 раз;
3) уменьшается износ шайб нижних опор, за счет снижения массы ротора насоса;
4) возрастает ресурс работы защитных втулок вала;
б) свойства используемых композитов в сочетании с измененной геометрией и чистотой проточных каналов не вызывают засорение этих каналов парафинами, гипсом, солями, песком;
в) конструкция колеса не требует установки верхней шайбы;
г) фактические параметры насосов с рабочими органами «ИЖНЕФТЕПЛАСТ» соответствуют параметрам насосов ведущих заводов-производителей подобной техники;
д) отпускная цена колес в 1,6-1,8 раз дешевле цены чугунных колес производства «АЛНАС», технология изготовления деталей запатентована.




Таблица 4.2 – Физико-механические свойства материалов (втулки защитной вала и шайбы опорной нижней)
Параметр
Латунь Л-63 Текстолит ПТК РЗМФ
1 2 3 4
Коэффициент трения, К 0,15-0,20 0,05-0,08 0,02
Интенсивность износа, мг/(ч см) 2,5-6,5 2,6-6,0 0,3
Температура длительной эксплуатации, °С Не лимитированы До 170 До 260
Водопоглощение за 24 часа при 20 °С, % Отсутствует 0,7-2,0 Отсутствует
Химическая стойкость к растворам (10%), (10%)
Не определялось Потеря механических свойств свыше 15% Свойства сохранялись

Таблица 4.3 – Параметры пластмасс, применяемых для изготовления деталей УЭЦНМ
Наименование параметров Применяемые в отрасли материалы Композит «ИЖНЕФТЕПЛАСТ»
 ПА-6 ПА-160 ПА-66 ПА-12 АК85/15 УПА-ТСТВГ Разность
1 2 3 4 5 6 7 8
Температура длительной эксплуатации в жидкостях ТД, °С 70-75 65 65-80 80-85 70-80 125 От +40 до +60 °С
Разрушающее напряжение при изгибе δ, МПа 90-100 80 80  52 200 100-150
Коэффициент линейного расширения, α, 105/0С-1 7-11 9-11 7-11 12-15 8-12 1,5-3 В 3-10 раз
Коэффициент трения, КТР 0,2 0,29 0,39 0,32 0,21 0,12 Min
Усадка при литье, % 1-2 0,8-1,5 1,2 1.4-1,6 1,4-1,8 0,5 Min
Максимальное водопоглащение, % 10 3.3 8 1,5 10 1,0 Min

Двигатели с системой термоманометрической типа «СКАД – 2» ТУ3381-029-21945400-97. Двигатели асинхронные погружные унифицированные серии ПЭД с преобразователем давления и температуры (ПДТ) системы термоманометрической типа «СКАД – 2», модернизации М двухполюсные с короткозамкнутым ротором в габарите 117 мм, предназначены для продолжительного режима работы S1 по ГОСТ 183-74 от сети переменного тока частотой 50 Гц.
Двигатели оснащены преобразователем давления и температуры (ПДТ) системы «СКАД – 2», предназначенной для эксплуатации в качестве технического средства контроля за работой установок электроцентробежных насосов.
Таблица 4.4 – Характеристика двигателей
Тип двигателя
 Номинальная мощность, кВа Номинальное напряжение, В Номинальный ток, А КПД, % Коэффициент мощности Номинальное скольжение, %
1 2 3 4 5 6 7
4ПЭД16-П7М
 16
 750
 18,5
 84,0
 0,85
 5,0

4ПЭД22-117М
 22
 750
 24
 84,5
 0,85
 5,0

4ПЭД32-П7М
 32
 1000
 26
 85,0
 0,86
 5,0

4ПЭД45-117М
 45
 1400
 26
 85,0
 0,86
 5,0

4ПЭД63-117М
 63
 2000
 25
 85,0
 0,85
 5,2

4ПЭД45-117МВ
 45
 1000
    
4ПЭД45-П7МН
 45
 1000
    
4ПЭДС90-П7МВ5
 90
 2000
 37
 85,0
 0,85
 5,2

4ПЭД63-117МВ
 63
 1000
    
4ПЭД63-117МН
 63
 1000
    
4ПЭДС125-П7МВ5
 125
 2000
 51,5
 85,0
 0,85
 5,2



Система термоманометрическая «СКАД – 2» обеспечивает:
а) постоянный контроль (избыточного давления пластовой жидкости, температуру статорных обмоток);
б) автоматическое управление работой установки (откл. – вкл.) при выходе контролируемых параметров за пределы уставок (max – min) по температуре и давлению;
в) запись в энергозависимую память (граничных значений уставок по давлению и температуре, количество остановок установки ЭПУ по каждому из вышеупомянутых условий, текущего времени, порядковый номер установки);
г) индикацию режимов работы; 
д) визуальное представление в цифровой форме (граничных значений уставок по давлению и температуре, количество остановок установки ЭПУ по каждому из вышеупомянутых условий, текущего времени);
е) возможность подключения, управления и контроля за работой ЭПУ с диспетчерского пульта [11].

4.2 Мероприятия, направленные на повышение надежности УЭЦН

Насосы с шарнирным соединением секций. Как известно техническими условиями на УЭЦН предусмотрена допустимая кривизна скважины в зоне подвески насосного агрегата равная 2\' на 10 метров. Однако вряд ли кто из тех, кто эксплуатирует установки, может гарантированно утверждать, что это условие соблюдается.
Поэтому, для того, чтобы можно было обеспечить работу насосного агрегата в скважине с большой кривизной предполагается шарнирное соединение секций насоса. Такое соединение позволяет:
а) исключить изгибающие нагрузки на элементы стыковой секции при прохождении искривленных участков скважины во время спуско-подъемных операций;
б) увеличить допустимую кривизну скважины в зоне подвески насосного агрегата от 8 до 20 раз (в зависимости от длины ПЭД);
в) угловое отклонение осей секции до 5°.

4.3. Разработка усоверщенствованного межсекционного соединения

Основываясь на усталостном механизме разрушения, объясним причину, по которой установка упругой резиновой прокладки в стык фланца является ошибочным техническим решением.
Полная нагрузка на болт при наличии упругой резиновой прокладки будет выше, чем при ее отсутствии. Величина определяется по формуле (4.4):

, (4.4)

где - суммарная внешняя нагрузка;
- коэффициент основной нагрузки.

, (4.5)

где - податливости соответственно деталей болта и фланца.
Резиновая прокладка, установленная в стыке фланцев, увеличивает податливость фланцевых деталей и соответственно значения и также увеличиваются, что приводит к нагружению болтов переменной нагрузкой большей амплитуды.
В процессе работы упругие резиновые прокладки выдавливались из стыка, и вся переменная нагрузка воспринималась болтами. В этом случае циклическая долговечность соединения резко снижается.
Соединение «фланец-фланец» с фиксирующим устройством
Для обеспечения гарантированного соединения фланцев протектора с входным модулем ЭЦН, придания собранной конструкции небольшой упругой гибкости с целью обеспечения спуска установки в скважинах, где градиент кривизны превышает 2° на 10 метров и происходит растягивающая деформация болтов в штатной ситуации предлагается использовать устройства межсекционного соединения фланцев без применения болтов.
Страховочная муфта устанавливается в межсекционное соединение фланцев входного модуля и протектора, это место наиболее опасно, так как находится практически в середине конструкции и работает на излом, а также не требует герметичности соединения.
Муфта представляет собой сборную конструкцию (рисунок 4.1) состоящую из вкладышей 1 и 2, один из которых имеет выступ, ограничительного кольца 6, двух упругих элементов в виде колец 5 и четырех болтов 7.



Рисунок 4.12 – Страховачная муфта

Для монтажа страховочной муфты при подготовке УЭЦН к спуску в осложненную скважину необходимо на токарном станке обработать фланцы до указанных в чертеже размеров и сделать пазы для выступа. Соединение фланцев происходит вкладышами 1 и 2, которые имеют форму скобы. Вкладыши обхватывают фланцы протектора и модуля, ограничительное кольцо 3 является замком, обеспечивающим жесткость конструкции. Четыре болта вворачиваемые в тело вкладышей служат для фиксации ограничительного кольца 3. От самопроизвольного отворачивания болты шплинтуются коррозионностойкой проводкой.
Гибкость узла достигается:
a) наличием зазора между сопряженными поверхностями фланцев;
b) упругостью колец установленных между фланцем и буртом вкладышей;
c) наличием уклона на торцах фланцев в сторону стыка.

4.4 Муфта шарнирная

(54) Патент №2230233 ГИБКАЯ ШАРНИРНАЯ МУФТА

Изобретение относится к насосостроению, а именно к соединительной арматуре труб для добычи и перекачки жидкостей и газов и к приводам погружных электронасосов. Гибкая шарнирная муфта содержит два корпуса, соединенные между собой посредством кольца со сферической наружной поверхностью. Корпуса муфты расположены внутри герметичного гофрированного металлорукава. Кольцо выполнено с крестовиной из пальцев, посредством которых кольцо соединено с корпусами. Для сочленения валов секций погружного электронасоса внутри крестовины размещен промежуточный вал с двумя шарнирными муфтами, равноудаленными от центра симметрии крестовины. Изобретение направлено на повышение степени герметичности шарнирного сочленения труб и секций погружного электронасоса. 1 з.п. ф-лы, 2 ил. Изобретение относится к насосостроению, а именно к соединительной арматуре труб для добычи и перекачки жидкостей и газов и к приводам погружных электронасосов.
Известна муфта, содержащая корпус /Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (расчеты и конструкции). - М.: Недра, 1968, с. 82 и 84/.
Недостатком данного устройства является появление внутренних напряжений и возможность заклинивания насосно-компрессорных труб и погружных электронасосов устройств при спускоподъемных операциях и их работе в искривленных скважинах.
Известна гибкая шарнирная муфта, содержащая два корпуса, соединенные между собой посредством сферического элемента и сферического гнезда /Патент РФ №2159870, МПК7 F 04 D 29/62, 13/10, опубл. 07.04.1999/.
Недостатком данного устройства является необходимость сильной затяжки гайки сферического шарнира для обеспечения герметичности стыка, что приводит к ограничению подвижности соединения за счет увеличения сил трения на сферической поверхности, а также ограниченность ресурса бочкообразной головки с наружными зубьями из-за неравномерности угловых скоростей ее зубьев, возникающей при изгибе осей предлагаемого шарнира.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому объекту является гибкая шарнирная муфта, содержащая два корпуса, соединенные между собой посредством кольца со сферической наружной поверхностью, которая снабжена сферическим элементом, сферический элемент снабжен двумя кольцевыми канавками с резиновыми уплотнениями, при этом сферический элемент снабжен гнездами для шпонок, служащих для ограничения угла поворота корпусов относительно продольной оси /Патент РФ №2122142, МПК6 F 04 D 13/10, 29/62, опубл. 16.08.1996/.
Недостатком данного устройства является возможность нарушения герметичности сферического соединения из-за износа резиновых уплотнений в процессе эксплуатации, а также низкий ресурс деталей ротора верхней секции из-за повышенных крутильных колебаний, вызванных тем, что равномерное вращение ротора нижней секции будет преобразовываться одинарной шарнирной муфтой при изгибе оси сочленения валов в неравномерное пульсирующее вращение вала верхней секции. /Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя. - М.: Машиностроение, 1967, с. 331/.
Предлагаемое устройство направлено на повышение степени герметичности шарнирного сочленения насосно-компрессорных труб, шарнирного сочленения секций погружного насоса.
Это достигается тем, что в гибкой шарнирной муфте, содержащей два корпуса, соединенные между собой посредством кольца со сферической наружной поверхностью, корпуса муфты расположены внутри герметичного гофрированного металлорукава, а кольцо выполнено с крестовиной из пальцев, посредством которых кольцо соединено с корпусами. Кроме того, внутри крестовины может быть размещен промежуточный вал с двумя шарнирными муфтами, равноудаленными от центра симметрии крестовины и предназначенными для сочленения валов секций погружного электронасоса.

На рис.1 и 2 изображена предлагаемая конструкция гибкой шарнирной муфты.

Гибкая муфта состоит из корпусов 1 и 2, соединенных кольцом 3 со сферической наружной поверхностью с крестовиной из пальцев 4. Корпуса 1 и 2 размещены внутри герметичного гофрированного металлорукава 5. В некоторых случаях с целью сочленения секций погружного электронасоса с валами целесообразно размещение внутри кольца 3 промежуточного вала 7 с двумя шарнирными муфтами 8, равноудаленными от центра симметрии крестовины 3 и соединенными с валами 6.

При работе устройства в искривленной скважине оси корпусов 1 и 2 размещаются под углом друг относительно друга благодаря их шарнирному соединению, образованному кольцом 3 с пальцами 4. Гофрированный металлорукав 5 изгибается за счет упругости своей гофрированной стенки, сохраняя при этом герметичность соединений с корпусами 1 и 2. В случае размещения внутри гибкой муфты валов, соединенных сдвоенной шарнирной муфтой, вращение от ведущего вала к ведомому передается под углом через промежуточный вал 7 с двумя шарнирными муфтами 8, что позволяет осуществлять передачу равномерного вращения при размещении осей корпусов 1 и 2 под углом друг относительно друга.

При выполнении спускоподъемных операций и работе в искривленных скважинах предлагаемая конструкция гибкой шарнирной муфты позволяет обеспечить работоспособность оборудования без нарушения герметичности и его заклинивания в обсадной колонне скважины.

Формула изобретения

1. Гибкая шарнирная муфта, содержащая два корпуса, соединенных между собой посредством кольца со сферической наружной поверхностью, отличающаяся тем, что корпуса муфты расположены внутри герметичного гофрированного металлорукава, а кольцо выполнено с крестовиной из пальцев, посредством которых кольцо соединено с корпусами.

2. Муфта по п.1, отличающаяся тем, что внутри крестовины размещен промежуточный вал с двумя шарнирными муфтами, равноудаленными от центра симметрии крестовины и предназначенными для сочленения валов секций погружного электронасоса.

Шарнирную муфту разработанную по принципу кулачкового соединения, рекомендуется устанавливать в месте соединения ловильной головки с НКТ. Как говорилось выше проточка резьбы НКТ в месте соединения с насосом является слабым и соответственно опасным местом. Муфта состоит (рисунок 4.13) из верхней полумуфты 2 соединяющейся с НКТ, нижний полумуфты 1 соединяющейся с ловильной головкой, оправки 3 и обоймы 4. Герметизация (уплотнение) осуществляется резиновыми кольцами 7 и 8.














Рисунок 4.13 – Муфта шарнирная

Надежность и прочность конструкции достигается обоймой, которая наворачивается на нижнюю полумуфту и крепится винтом. Гибкость в любом направлении осуществляется за счет шаровой конструкции сопряженных поверхностей нижней полумуфты, оправы и обоймы.
Муфта собирается в следующей последовательности:
а) стакан обоймы внутренней резьбой М95×1,5 состыковывается и затем проворачивается по месту стыка с основанием имеющим внутри шаровую поверхность, а с наружи проточки для предотвращения вращения соединения при работающем насосе за счет реактивного момента;
б) в обойму опускается оправа, которая резьбовым соединением сочленяется с полумуфтой 2;
в) на полумуфту 1 надевается уплотнительное кольцо, и она резьбовым соединением сочленяется с обоймой, оправой и полумуфтой 2;
г) от самопроизвольного отворачивания обойма контрится винтом М10.
Полумуфта 1 имеет наружную трубную резьбу под НКТ, а полумуфта 2 внутреннюю резьбу под НКТ 2½´´.
При работе установок электрических центробежных насосов (УЭЦН) в искривленном фонде скважин возникают боковые усилия, ведущие к возникновению нерасчётных напряжений в корпусах и валах. Следствием является ускоренный износ деталей и сокращение межремонтного периода (МРП). Дополнительно повышению аварийности способствуют также напряжения, возникающие при спуске УЭЦН в такие скважины.
Муфты гибкие (МГ) [1], выпускаемые в обычном и износостойком исполнении, обеспечивают возможность работы УЭЦН в искривлённом фонде скважин. Они предназначены для соединения погружного электродвигателя (ПЭД) с насосом, секций ПЭД и насоса, насоса с насосно- компрессорной трубой (НКТ) и НКТ [1, 2]. На УЭЦН могут устанавливаться одна или более МГ (каждая обеспечивает работу при угле изгиба до 5о). Проведённые стендовые и промысловые испытания практически показали [3, 4], что применение МГ позволяет: в том случае, если участок ствола скважины, в котором расчетно предполагается подвеска насосного оборудования, имеет высокие значения локальной кривизны и установку вынужденно подвешивают в других интервалах, гибкая муфта позволяет производить подвеску УЭЦН именно в заданном интервале, что приводит к более оптимальному режиму её работы; увеличить количество добываемой нефти за счет спуска УЭЦН большего типоразмера на большую глубину спуска, имеющую сверхнормативную кривизну; увеличить МРП УЭЦН за счет предотвращения её работы в напряжённо- деформированном состоянии в кривом интервале ствола скважины, так как при эксплуатации в зоне с набором кривизны выше допустимой, где штатная установка работает в напряженно-деформированном состоянии, УЭЦН, оснащённый МГ свободно вписывается в ствол искривлённой скважины, чем обеспечивается повышенная устойчивость его работы; снизить вероятность отказов УЭЦН, являющихся следствием прохождения интервалов со сверхнормативной кривизной ствола скважины при спуске оборудования, а также снижению риска не прохождения УЭЦН в эксплуатационной колонне за счет предотвращения ослабления затяжки из-за асимметрии натяжений болтов межсекционных фланцевых соединений УЭЦН путём снятия изгибающих нагрузок, воздействующих на установку при прохождении интервалов с интенсивным искривлением ствола во время спуска оборудования в скважину.
Дополнительно МРП увеличивается за счет уменьшения вибрации. Снижение вибрации УЭЦН до и после установки МГ в ходе стендовых заводских испытаний показано на рисунке 1 в виде зависимости вибрации от напора. Сравнение указанных характеристик показывает, что величина вибрации, лежащая в исходном варианте сборки УЭЦН в диапазоне 2,5…3 мм/с, при работе УЭЦН с МГ в процессе её приработки снижается с 2,5 мм/с до 1.5 мм/с и достигает в процессе дальнейшей наработки величины порядка 1 мм/с. Можно предположить, что увеличение величины относительной подачи на 6…10% [4], отмеченное в ходе заводских стендовых испытаний УЭЦН с МГ, связано с фактом снижения вибрации установки.
В ходе опытно-промысловых испытаний в ОАО «АНК «Башнефть» УЭЦН-80 смуфтой типа МГ05.00.000, установленной между ПЭД и насосом, проработала с 11 июля 2006 г. по 7 августа 2009 г. (наработка 1092 суток) на глубине 1164 м, где интенсивность набора угла – 12,5’ на 10 м. Средний дебит жидкости составлял 91,2 м3/сут. Причина остановки установки – отсутствие изоляции в системе кабель – двигатель. Внешний вид МГ после подъёма показан на рисунке 2. Следует отметить, что время наработки УЭЦН в искривлённом фонде АНК «Башнефть» составляет 150…250 суток.



Рис. 2. Внешний вид МГ после 1092 суток наработки в скважине

Проведён расчет свободной вписываемости [4] УЭЦН 50-2200 для скважины ООО «РН-Пурнефтегаз» (рисунок
По геологическим условиям было решено произвести спуск установки на глубину 2750 м, где кривизна составляет: от 2750 м до 2760 м – =46,8’ на 10 м; от 2760 м до 2770 м – =22,8’ на 10 м. Из рисунка 3 видно, что работа штатно-го УЭЦН на этом участке скважины невозможна. Для обеспечения свободной вписываемости УЭЦН достаточно установки между протектором двигателя и газосепаратором гибкой муфты МГ06.00.000 (износостойкое исполнение), что было произведено. После наработки 196 суток в связи с планово-предупредительными работами (снижение подачи) 01.08.2008 г. произведена остановка УЭЦН с МГ. Результаты разбора показали отсутствие износа в составных частях установки. При применении МГ в составе УЭЦН экономический эффект достигается за счет: увеличения МРП, что позволяет уменьшить число спуско-подъёмов; дополнительно добытой нефти за счет сокращения времени на спуско-подъёмные операции; уменьшения годовой стоимости ремонта; дополнительно добытой нефти за счет спуска насоса большего типоразмера на большую глубину. Оценочные расчеты, выполненные для нескольких скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» показывают, что установка МГ окупается при увеличении МРП не более чем на 10…15%.
Выводы:
1. Проведены стендовые заводские, а также опытно-промысловые испытания УЭЦН с МГ. В ООО «РН-Пурнефтегаз» подвеска на- соса произведена на участке ствола скважины, где работа штатного УЭЦН невозможна.
2. Экспериментально показано, что применение МГ приводит к увеличению МРП УЭЦН как в прямом, так и в искривленном фонде скважин.
3. Ориентировочно установка одной муфты окупается при увеличении МРП на 10…15%.



Размер файла: 7 Мбайт
Фаил: (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 3         Коментариев: 0

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

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.