Технологический комплекс винтового погруженного насоса типа MG компании "CANAM" с использованием верхнего упорного антивибрационного переводника-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Технологический комплекс винтового погруженного насоса типа MG компании "CANAM" с использованием верхнего упорного антивибрационного переводника-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода
4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Как известно характерной компоновкой комплекса оборудования для добычи нефти с помощью винтового насоса с наземным приводом являются:
- наземный привод;
- насосная штанга или непрерывная колонна насосных штанг;
- собственно винтовой насос (статор соединен с НКТ), (ротор соединен с колонной насосных штанг);
- вспомогательное оборудование.
Как было рассмотрено в предыдущих разделах использование данного способа добычи имеет ряд преимуществ среди других способов добычи:
- высокая эффективность системы (до 85% без газа);
- устойчивость к твердой фазы (50% песчаных примесей);
- многофазное откачки: нефть, вода, твердая фаза, газ;
- низкое потребление электроэнергии;
- низкие капитальные затраты;
- низкие расходы на техобслуживание;
- низкопрофильное расположение в местах, где существуют требования по ограничению видимости или по высоте установки;
- простота в монтаже, бесшумная работа
- переносное наземное оборудование;
- возможность бурения горизонтальных/направленных скважин;
Мы предлагаем несколько изменить компоновку подземного оборудования путем установления верхнего упорного анти вибрационного перевідника.
Использование верхнего упорного анти вибрационного перевідника в компоновке насоса позволяет отказаться от упорного ниппеля, который ограничивает поступление жидкости в насос, а также как применять ротор с лопаткоподібною нижней частью для перемешивания жидкости в обсадной колонне под насосом так и использовать его при стандартной компоновке подземного оборудования.


Рисунок 4.1 – Общий вид компоновки подземного оборудования при базовом и предлагаемом варианте
1 – центраторы; 2 – штанга; 3 – винтовой насос; 4 – фильтр; 5 – обсадная колонна; 6 - якорь

Благодаря установке упорного анти вибрационного перевідника снижается количество выходов из строя ШГН вследствие засорения всасывающей части при первом варианте компоновки, поскольку ее постоянно очищает ротор, который вращается, а также сокращается и количество поломок роторов, поскольку они более не поддаются стискуючим нагрузкой от колонны штанг, которые могут возникать при использовании упорного ниппеля.
Преимущества верхнего анти вибрационного упорного перевідника:
- увеличение срока службы насосов;
- улучшения перемешивания жидкости во всасывающей частью насоса;
- отсутствие сужений на пути поступления жидкости в приемную часть насоса, улучшения заполнения насоса;
- сокращение длины компоновки насоса при установке в скважинах с малой глубиной зумпфа;
- уменьшение количества вспомогательного оборудования в нижней части компоновки;
- способ подгонки ротора и колонны штанг такой же, как и при использовании упорного ниппеля;
- вращение ротора обеспечивает постоянное очищение всасывающей части насоса;
- в компоновке ШВН отсутствуют элементы с сужениями проходного диаметра;
- обеспечивается значительное уменьшение вибрации НКТ;
- обеспечивается уменьшение явления гармонического резонанса.
Также, упорный перевідник работает как нижний якорное устройство, то есть воспринимает реактивный крутящий момент, возникающий при трении между ротором и статором винтового насоса, для предотвращения откручивания насосно-компрессорных труб.
Конструкция якоря предусматривает два отдельно приводятся в действие механизмы - узел удерживающих клиновых плашек и узел направляющих фрикционных башмаков. Такое конструктивное решение позволяет избежать преждевременного износа плашек во время установки якоря. Пружина, изготовленная из жаропрочного сплава, удерживает плашки в теле корпуса при спуске якоря в скважину.
Механизм направляющих башмаков центрирует свердловинне оборудования в эксплуатационной колонне и создает фрикционное нагрузки для приведения в действие клиновых плашек при возникновении крутящего момента.

Рисунок 4.2 – Общий вид предлагаемого упорного анти вибрационного перевідника
1 – центральный вал; 2 – кулачки; 3 – якорные лопасти; 4 – НКТ; 5 – корпус; 6 – пружины гелікоїдальні

Большие вертикальные зубы тормозных плашек надежно удерживают колонну НКТ и статор насоса в обсадных трубах, предотвращая ее проворота по часовой стрелке, одновременно допуская вертикальное перемещение колонны НКТ при растяжении или сжатии.
Наряду с этим мы предлагаем использовать штанговые центраторы по всей длине колонны штанг.
Которые дадут ряд следующих эксплуатационных преимуществ:
- нейтрализует экстремальные нагрузки на штанги;
- центрирует колонну насосных штанг;
- предотвращает или значительно снижает преждевременный износ НКТ и колонны насосных штанг;
- легко монтируется без применения специального инструмента;
Міжмуфтові штанговые центра торы предотвращают износа штанговых муфт, увеличивая срок службы насосных штанг, НКТ и насосного оборудования.
Центраторы состоят из двух элементов - металлического шпинделя и наружной втулки, выполненной из полиамидного материала.
Дизайн центратора разработан с учетом необходимости выполнения многократных спуско-подъемных операций.
По принципу действия центратор напоминает подшипник: втулка, контактирующая с поверхностью насосно-компрессорных труб, фиксируется неподвижно относительно колонны НКТ, а шпиндель соединяется с насосными штангами и вращается одновременно с колонной насосных штанг.
Применение міжмуфтових центраторів в искривленных и наклонных скважинах в компоновке штангової колонны ведет к снижению величины крутящего момента и оберегает от чрезмерных нагрузок на штанги, уменьшает вероятность контакта колонны насосных штанг с внутренней поверхностью НКТ и, как следствие, увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины.
Мы предлагаем использовать міжмуфтові центраторы как в вертикальных скважинах с целью предупреждения последующих осложнений так и в наклонно направленных:
- передача колебаний от винтового насоса на штангову колонну, вызванных планетарным движением ротора в статоре. Для того, чтобы свести к минимуму эти колебания, рекомендуется установить один центратор на 3,5 м выше ротор, а также по одному центратору над первой и второй насосными штангами выше насос;
- передача колебаний и вибраций от штангової колонны на полированный шток, действие которых ведет к снижению срока службы сальникового уплотнения привода винтового насоса;
- уменьшение колебания полированного штока можно с помощью установки двух міжмуфтових штанговых центраторів - на нижний конец полированного штока и ниже підганяльну штангу.
Особенности конструктивного выполнения предложенных центра торов:
- материал шпинделя - инструментальная сталь, термообработанная, відпалена для снятия напряжения, с поверхностно - индукционным закалкой для обеспечения устойчивости к абразивному износу;
- втулка центратора изготавливается из кевларо - нейлонового полимера, достаточно прочного и устойчивого к абразивному износу;
- материал втулки центратора устойчив к действию ароматических соединений и H2S, может использоваться в среде с максимальной температурой 120°С.

Рисунок 4.3 - Общий вид размещения центра тора в колонне НКТ
2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Подбор основного технологического оборудования
2.1.1 Определяемые параметры

Подбор типоразмера установки винтового насоса включает, по сути, определение следующих элементов:
- модель насоса, включая тип эластомера;
- скорость вращения ротора насоса;
- глубина установки насоса;
- диаметр штанги;
- требуемая мощность;
- модель привода.

2.1.2 Исходные данные

Определение этих параметров требует знания следующих исходных данных:
a) Данные завершения скважины:
- глубина, м 1500
- глубина перфораций, м 1335
- диаметр обсадной трубы, мм 146
- диаметр насосно-компрессорной трубы, мм 73
- наличие пакера или хвостовика -
- інклінометрія, если скважина искривлена или наклонная вертикальная
б) Промышленные данные:
- статический уровень (WHP), м, 300
- динамический уровень, м 1200
- необходима подача, м3/сут 60
- температура на забое скважины (BHT) 45
- давление на устье скважины, Атм 10
c) Данные флюида:
- удельная плотность нефти, г/см3, или плотность в градусах API 0,9
- давление насыщения нефти, Атм 40
- газовый фактор 0
- содержание воды, % 70
- содержание H2S и (или) CO2 незначительный
- содержание ароматических соединений 0
- содержание песка 0

2.1.3 Коэффициент продуктивности скважины

Статический уровень, динамический уровень, подача и коэффициент производительности не являются независимыми параметрами, поскольку они связаны формулой (2.1). Поэтому, знание данных три из этих параметров определяет четвертый.
Коэффициент продуктивности скважины (PI) выражает производительность скважины для данного перепада забойного давления, другими словами для данной депрессии. Чем ниже депрессия, необходимая для достижения данного дебита, тем выше PI. Он измеряется в количестве жидкости в сутки на единицу давления: м3/сут/атм или числе баррелей жидкости в сут/фунтов на кв. дюйм (bfpd/psi). В метрических единицах (PI в м3/сут/атм, дебит Q в м3/сут, давление в атмосферах, глубина в м, плотность в г/см3 формулы имеют следующий вид:
РІ=Q/(SP-DP) (2.1)
РІ=10Q/(ρ(SL-DL)) (2.2)
Где – статический SP забойный давление, Мпа
DP - динамический забойный давление, Мпа
SL - статический уровень, м
DL - динамический уровень, м
d - глубина нефтеносного пласта, м
ρ - удельный вес жидкости, кг/м3
Вертикальное расстояние между входом насоса и динамическим уровнем представляет собой погружения насоса. Плотность столба газа в кольцевом пространстве выше уровня жидкости вносит вклад в гидростатическое давление. Иногда эта величина игнорируется, потому что оно малой велечины и его вклад обычно находится в пределах точности доступных данных. Однако давление в середине обсадной колонны должен всегда учитываться при вычислении статических и динамических уровней. Давление внутри обсадной колонны будет равным давлению трубопровода если трубопровод возле устья скважины оборудовать должным образом. Знание этих двух уровней существенно для правильного проектирования блока механизированной добычи. В некоторых случаях они не известны, но статическое давление и динамическое давление оба измеренные на глубине нефтеносного пласта известны. Тогда можно определить уровни исчисляя высоты столбов жидкости, которые создают замеренные давления и вычитая из них глубину нефтеносного пласта.
В метрических единицах (глубина в м, давление в кг/см2, плотность в г/см3)формула будет иметь вид:
SL=d-10 SP/ρ (2.3)
График (рисунок 2.1) объясняет понятие PI.
Горизонтальная шкала указывает дебит в м3/сут, вертикальная шкала - глубину в г. Наклонные линии относятся к трех скважин A, B и C, которые, для примера, имеют одинаковый статический уровень 200 м.
Эти линии отражают соотношение добычи в зависимости от динамического уровня. С депрессией 400 м, то есть динамическим уровнем в 600 м, скважина A дает 20 м3/сут. Если мы примем удельный вес жидкости 0,9 г/см3, формула (2.1) даст нам величину PI:
РИ=(10×20)/(0,9(600-200))=0,56 м3/сут/атм
С той же самоюй депрессией скважина B проводит только 10 м3/сутки (B1): его РИ составляет половину коэффициента продуктивности скважины A. Таким же образом можно отметить что скважина C PI имеет на 50% выше чем у скважины A. График показывает что для данной скважины для данного PI дебит пропорционален депрессии: в A2 с депрессией 800 м дебит в два раза больше дебита A1 с депрессией 400 м.

Рисунок 2.1 – Иллюстрация понятия коэффициента производительности

2.1.4 Графический подбор оборудования

а) Модель насоса
Данные показывают, что вязкость флюида ряд и что его плотность близка к плотности воды. Потеря давления в насосно-компрессорной трубе, в этом случае, незначительна, и напор получим суммируя гидростатическое давление и давление на устье скважины:
- гидростатическое давление 1200 м (глубина динамического уровня);
- давление на устье скважины 10 Атм, эквивалентные 100 г жидкости;
Тогда имеем напор
1200+100=1300м
Напор и величина подачи предусматривают насос с минимальным номинальным 1800 м (138% очікуавного напора) и минимальной производительностью 60 м3/сут. На основании таблиц (Приложение А) и из графиков рабочих характеристик предлагаются следующие варианты:
a) 60TP1200 (2 3/8" серия) при 500 об/мин,
б) 80TP1600 (2 3/8" серия) при 375 об/мин.,
в) 60TP1800 (2 7/8" серия) при 500 об/мин.
г) 100TP1300 (2 7/8" серия) при 300 об/мин.
При отсутствии песка и агрессивной среды лучшим выбором является эластомер No 159.
б) Скорость работы насоса
Благодаря своим умеренным скоростям насосы 2 7/8" серии способны справиться с увеличением добычи (который может быть нужным в будущем если увеличится содержание воды) без достижения очень большой скорости.
в) Глубина установки насоса
Гидравлическое давление на уровне насоса должно быть по крайней мере равным 20 кг/см2, давления насыщения во избежание появления свободного газа в насосе. Это давление создается погружением на 200 м. Поэтому минимальная глубина установки насоса должно быть: 1200 (динамический уровень) + 200 (минимальное погружение) = 1400 м.
г) Диаметр штанги
График гидравлического крутящего момента (Приложение В) дает следующие диаметры:
- 3/4" для 80TP1600,
- 7/8" для 60TP1800,
- 1 " для 100TP1300.
д) Требуемая мощность
Графики рабочих характеристик (приложение Г) дают следующие мощности на валу:
- 30 кВт = 40,5 к.с. для 2 3/8 " насоса
- 37 кВт = 49 к.с. для любого из 2 7/8" насосов.
е) Модель приводной головки
Согласно графика осевой нагрузки и графика рабочих характеристик насоса обираемо вертикальную приводную головку серии MG компании Canam с техническими характеристиками приведенными в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Техническая характеристика приводов
Модель привода
Mini G Mini G-l MG MG-I Dual MG MG250
Тип привода Прямой привод Прямой привод Прямой привод Прямой привод
Передаточное число 1:1 1:1 1:1 1:1
Вид привода Подшипниковый узел Подшипниковый узел Подшипниковый узел Подшипниковый узел
Ведущий вал Вертикальный Вертикальный Вертикальный Вертикальный
Тип вала Полей вал Полей вал Полей вал вал Полей
Максимальный крутящий момент полированного штока (фут-фунтов) 2000 2000 2000 3500
Опорный подшипник стандартный (характеристики ISO)
129 000/33 500
194 300 000/50
194 300 000/50
310 000/80 400
Максимальные обороты полированного штока (об/мин) 600 600 600 600
Максимальная мощность двигателя (кол.с.) 60 125 75x2 125x2
Размеры полированного штока (дюймов) 1 1/4 11/4 или 1 1/2' 11/2 11/2
Максимальная рекомендованая рабочая температура 110°C 110°C 110°C 110°C
Размеры и вес (без учета двигателя)
Высота 56 40 64 48 68 5/8 5/8 68
Размеры ведущего вала 2 3/4 2 3/4 2 3/4 2 3/4
Вес привода/рамы (фунтов) 1180 1000 1780 1600 2300 2350
Система контроля обратного вращательного движения Внутренняя центробежная гидравлическая Внутренняя центробежная гидравлическая Внутренняя центробежная гидравлическая Внутренняя центробежная гидравлическая
Обвязка устья скважины (согласно стандарту Американского нефтяного института) Ниппель 2 7/8" фланец 3 1/8, 210 МПа Ниппель 2 7/8" фланец 3 1/8, 210 МПа Фланец 5 1/8, 210 МПа Фланец 5 1/8, 210 МПа
Первичний привод Электрический или гидравлический Электрический или гидравлический Электрический или гидравлический Электрический или гидравлический
Механический привод
Максимальный диаметр ведомого шкива, мм (дюймов) 762 762 800 800
Максимальный диаметр ведущего шкива, мм 292,1 355 330 330
Минимальный диаметр ведущего шкива, мм 125 125 125 125
Максимальное число ремней 4 шт. типа С
6 шт. типа 5V
1 синхронный 8 шт. типа С
10 шт. типа 5V


2.2 Описание подобранного оборудования
2.2.1 Приводная головка компании «CANAM»

Приводные головки вертикальной компоновки, спроектированные для работы на средних и высоких скоростях. Головки приводятся в движение с помощью ремня и ременного шкива от электродвигателя, который монтируется на кронштейне. Ремень защищен шарнирной конструкцией и полностью закрыт. Возможна комплектация двигателями с различными параметрами.

ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
23.05.03.00 «Технологический комплекс винтового погруженного насоса с использованием верхнего упорного антивибрационного перевідника»
СОДЕРЖАНИЕ
ВСТУПЛЕНИЕ

1 ИНФОРМАЦИОННЫЙ ОБЗОР
1.1 Обзор основного оборудования для добычи нефти
1.1.1 Эксплуатация скважин с помощью штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ)
1.1.2 Станок-качалка
1.1.3 Штанги насосные (ШН)
1.1.4 Штанговые скважинные насосы (ШСН)
1.2 Добычи пластового флюида с помощью центробежных и винтовых электронасосных установок
1.2.1 Установка скважинного центробежного электронасоса
1.2.2 Установка скважинного винтового электронасоса
1.3 Винтовые погружные насосы с приводом на устье скважины

2 ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2.1 Подбор основного технологического оборудования
2.1.1 Определяемые параметры
2.1.2 Исходные данные
2.1.3 Коэффициент продуктивности скважины
2.1.4 Графический подбор оборудования
2.2 Описание подобранного оборудования
2.2.1 Приводная головка компании «CANAM»
2.2.2 Система контроля обратного вращательного движения (автоматическое гидравлическое тормоз)
2.2.3 Сальниковые коробки
2.2.4 Погружной винтовой насос
2.2.5 Насосные штанги
2.2.6 Центраторы штанг
2.2.7 Анкер, работает на кручение

3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ПРЕДЛОЖЕНИЯ

5 РАСЧЕТЫ РАБОТОСПОСОБНОСТИ
5.1 Енергокінематичний расчет привода
5.2 Расчет зубчатой передачи привода гидротормоза поводу
5.2.1 Выбор марки стали для зубчатых колес
5.2.2 Расчет допустимых контактных напряжений
5.2.3 Расчет активных поверхностей зубьев на контактную усталость
5.2.4 Расчет зубьев на усталостную прочность при изгибе
5.3 Проверка прочности вала на изгиб и кручение
5.4 Проверка вала на выносливость

6 РЕМОНТ
6.1 Система планово предупредительного ремонта
6.2 Типичный процесс ремонта оборудования
6.3 Условия эксплуатации и анализ действующих нагрузок
6.4 Карта мащення оборудования
6.5 Типовые виды и причины срабатывания и отказов элементов оборудования
6.5.1 |оборудования|Проблемы, связанные с ротором
6.5.2 Отказ статора
6.5.3 Отказ штангового ниппеля
6.5.4 Проблемы со штангами и НКТ
6.5.5 Перебой в работе установки
6.5.6 Чрезмерная утічка в сальниковій набивці
6.5.7 Вибрация приводной головки|головки|
6.6 Содержание технического обслуживания оборудования
6.7 Технология восстановления изношенных деталей
6.7.1 Ремонт деталей типа валов
6.7.2 Ремонт деталей типа втулки
6.8 Поверхностное укрепление
6.8.1 Упрочнения деталей методом механического наклепа
6.9 Расчет припусков и меж операционных размеров
6.10 Расчет режимов резания

7 ОРГАНИЗАЦИОННО ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
7.1 Организация работ по монтажу оборудования
7.1.1 Организация работ по монтажу колонны НКТ
7.1.2 Организация работ по |с|подгонки рабочей длины колонны насосных
7.1.3 Присоединения полированного штока к колонне насосных штанг
7.1.4 Организация работ по установки привода
7.1.5 Организация работ по установке приводного полированного штока
7.2 Организация работ по модернизации оборудования
7.3 Состав бригад по монтажу эксплуатационного оборудования

8 ОХРАНА ТРУДА
8.1 Характеристика оборудования к опасности и вредности
8.2 Технические мероприятия и средства по технике безопасности
8.3 Инженерные расчеты по технике безопасности
8.3.1 Расчет заземления приводной головки штангового винтового насоса
8.4 Техника безопасности при эксплуатации оборудования
8.4.1 Техника безопасности при выполнении работ на приводной головке
8.4.2 Техника безопасности при обратной промывке|промывка| насоса

9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
9.1 Вступление. Актуальность проблемы экологии в нефтегазовой промышленности
9.2 Разрешительные и согласовательные документы для добывающих предприятий
9.3 Мероприятия по охран недр
9.4 Мероприятия по защите земельных ресурсов
9.5 Мероприятия по охране водных ресурсов
9.6 Мероприятия по предупреждению загрязнения атмосферы
9.7 Аварийные ситуации согласно ст.66 З-ну Украины «Об охране НПС»

10 ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
10.1 Методическое обоснование расчета экономического эффекта
10.2 Расчет годового экономического эффекта от внедрения технического предложения
ВЫВОД
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ

ЧЕРТЕЖИ:
1 Технологический комплекс для добычи нефти с помощью штангового винтового насоса с наземным приводом (А1)
2 Наземный привод винтового штангового насоса(А1)
3 Наземный привод винтового штангового насоса СК 2(А1)
4.1 Упорный перевідник. Сборочный чертеж(А2)
4.2 Якорь. Сборочный чертеж(А2)
5 Компоновка глубинного оборудования. Общий вид(А1)
6.1 Схема монтажа винтового штангового насоса с наземным приводом(А2)
6.2 Муфта опорная (А3)
6.3 Опора штанги (А3)
7 Технологический процесс изготовления крышки (А1)

ПРИМЕЧАНИЯ:
В наличии также спецификации, маршрутная карта, ведомость проекта
В дипломном проекте на базе известных технических, конструктивных и организационных решений был решен комплекс задач по модернизации конструкции подземного оборудования для эксплуатации скважины винтовым глубинным насосом с приводом на поверхности.
В проекте была раскрыта конструкция, особенности работы и особенности ремонта узлов агрегата, рассчитаны основные параметры приводной головки.
Также было рассчитано и подобрано основные режимы работы, подобрано как подземное так и наземное оборудование.
Разработаны рекомендации по проведении монтажных работ.
Экономическая часть включает расчет экономического эффекта от внедрения технического предложения.
В процессе работы над темой дипломного проекта разработан технологический процесс изготовления вала.
В разделах “Охрана труда” и ”Охрана окружающей среды” разработан комплекс мероприятий на предотвращение аварий, профессиональных заболеваний и загрязнений окружающей среды.