Проектирование оборудования установки погружного электроцентробежного насоса с газосепаратором для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, погружной электродвигатель, гидрозащита, газосепаратор, рабочее колесо, шнек, колокол, газовый фактор.

В данном проекте подробно изложена конструкция погружного многоступенчатого насоса для добычи нефти. Рассматриваются вопросы, связанные с эксплуатацией нефтяных скважин установками ЭЦН, пластовая жидкость которых отличается высоким газовым фактором.

Содержание

Введение

1. Анализ конструкций УЭЦН с электроприводом

1.1 Состав и назначение конструкций УЭЦН

2. Обоснование выбора конструкции установки ЭЦН для добычи нефти с высоким газовым фактором

2.1 Обоснование применения газосепаратора и анализ его существующих конструкций

3. Патентная проработка

3.1 Спец. вопрос "Включение газосепаратора в состав УЭЦН"

4. Выбор машин и оборудования при эксплуатации скважин ЭЦН

• 4.1 Расчет необходимого напора ЭЦН, выбор насоса и электродвигателя
• 4.2.Определение глубины погружения ЭЦН под динамический уровень
• 4.3. Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров ЭЦН
• 5. Расчет ЭЦН на прочность и выносливость
• 5.1 Расчет корпуса ЭЦН на прочность
• 5.2.Расчет вала ЭЦН на прочность
• 5.3.Расчет вала на выносливость
• 5.4.Расчет вала ЭЦН на смятие шлицев
• 5.5 Расчет вала на максимальные нагрузки в период запуска
• 5.6 Определение прочности HKT
• 6. Гидромеханический расчет насоса
• 6.1. Расчет рабочего колеса
• 6.2.Расчет направляющего аппарата
• 6.3 Выводы по спец. Вопросу
• 7. Технико-экономическое обоснование проекта
• 7.1 Характеристика оценочных показателей эффективности инвестиций
• 7.2 Исходные данные
• 7.3 Расчет притока денежных средств
• 7.4 Расчет оценочных показателей экономической эффективности инвестиций
• 7.5 Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта
• 7.6 Организационно-экономические выводы
• 8. Охрана окружающей среды
• 8.1 Анализ опасных производственных факторов при эксплуатации УЭЦН
• 8.2 Требования безопасности при эксплуатации оборудования
• 8.3 Требования к скважинам оборудованным УЭЦН
• 8.4 Противопожарные мероприятия
• 8.5Противопожарная защита
• 8.6 Средства пожаротушения
• 8.7 Средства индивидуальной защиты
• 9 Анализ экологической ситуации
• Заключение
• Библиографический список

Введение

В нефтедобывающей промышленности не обойтись без насосов для отбора из скважин большого количества жидкости.

Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена В.И. Документовым. Скважинные центробежные насосы с электроприводом разрабатывались в предвоенный период А.А. Богдановым, А.В. Крыловым, Л.И. Штурман. Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам. Эта организация ведет все работы по скважинным бесштанговым насосам, в том числе и по винтовым, диафрагменным и др. Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рационален лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов получили распространение насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали большой напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса.

Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосам других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики.

Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При использовании ЭЦН, возможно применение эффективных средств уменьшения отложения парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия HKT и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Использование этих методов в штанговых насосных установках значительно усложнено из-за наличия движущейся колонны штанг.

Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке.

Скважинный центробежный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю, располагаемому в скважине рядом с НКТ. Установка привода непосредственно около насоса позволила просто решить задачу передачи энергии от привода к скважинному насосу и использовать насосы большой мощности.

Российский рынок установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) на сегодняшний день является одним из крупнейших и быстрорастущих в мире. Это происходит по нескольким причинам:

• истощенные многолетней эксплуатацией российские нефтеносные пласты требуют использования методов механизированной добычи;

• большинство отечественных месторождений характеризуются низким изначальным пластовым давлением;

* альтернативные системы механизированной добычи (например, поршневые, гидравлические насосы, системы газлифта) являются технически более сложными и менее эффективными.

На сегодняшний день при производстве электроцентробежных насосов подбор материалов осуществляется исходя из обеспечения прочности конструкции. Между тем, как показали исследования, основной причиной преждевременного выхода ЭЦН из строя при эксплуатации их в агрессивных нефтепромысловых средах является коррозионное разрушение рабочих органов за счет возникновения контактной коррозии между разнородными материалами отдельных элементов конструкции и низкой коррозионной стойкости этих материалов. Колеса и направляющие аппараты выходят из строя не вследствие износа, а за счет откалывания крупных участков металла чугуна из-за коррозионного растрескивания. Соответственно, на этих участках идет интенсивное отложение солей, парафинов, асфальтегидов, что приводит к заклиниванию и выхода ЭЦН из строя.

На сегодняшний день заводы- изготовители не могут выпускать ЭЦН в коррозионно-стойком исполнении. Поэтому при их эксплуатации на промыслах межремонтный период составляет 320 суток и более. Выход из создавшейся ситуации видимо в применении коррозионно-стойких материалов для рабочих деталей ЭЦН с последующим азотированием. Азотирование поверхности не только исключит образование гальвано-пары между контактирующими поверхностями и тем самым предотвратит образование контактной коррозии, но и значительно повысит износостойкость материалов.

Применение коррозионно-стойких материалов типа стали марки 20ХМФА (для корпусов насосов), чугуна с шаровидным графитом (для направляющих и аппаратов рабочих колес), сплава 30ХМФА (для валов) с последующим азотированием поверхности позволит значительно повысить эксплуатационную надежность ЭЦН.

В данном проекте рассматривается УЭЦН с газосепаратором при эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Проводится сравнительный анализ установки, расчет основных параметров. Целью проекта является улучшение характеристик при значительной экономии средств, определяется срок окупаемости проекта. Основные исходные данные для разработки:

дебит 150 м3/сут;

коэффициент продуктивности скважин к= 60м3/сут.мПа;

наружный диаметр эксплуатационной колонны 146 мм;

газовый фактор Г = 120 м3/мЗ.

1. Анализ конструкций УЭЦН с электроприводом

1.1 Состав и назначение конструкций УЭЦН

Конструкция скважинного центробежного насоса может быть обычной и износоустойчивой, а также повышенной коррозионной стойкости.

Скважинный центробежный насос обычного исполнения предназначен для отбора из скважины жидкости с содержанием воды до 99%. Механических примесей и сероводорода в откачиваемой жидкости должно быть не более 0,01мас.%. По требованиям технических условий завода- изготовителя содержание свободного газа на приеме насоса не должно превышать 25%.

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны HKT, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по HKT. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются

обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны HKT с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод. Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов. Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса, подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части, а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенном в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.

Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86).

В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей. Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода.

Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечник.

Рабочим органом скважинного центробежного насоса служит ступень, состоящая из рабочего колеса и направляющего аппарата. Колесо и аппарат чугунные. Рабочее колесо связано с валом шпонкой, передающей крутящий момент. В осевом направлении рабочее колесо на валу не закреплено - оно может передвигаться по валу. Рабочее колесо в нижней и верхней частях имеет текстолитовые опорные кольца.

Нижнее кольцо опирается на бурт направляющего аппарата и воспринимает осевые силы, возникающие при работе колеса. Часть осевых сил, действующих на рабочее колесо, может передаваться валу за счет трения колеса о вал и за счет прихвата колеса на валу при отложении солей в зазоре между валом и колесом. Но в новом насосе или при предохранении от прихвата колеса, основная осевая сила, действующая на вал - давление откачиваемой жидкости на его верхний торец (нижний торец вала практически находится в зоне приема насоса).

Осевое усилие, действующее на вал воспринимается гидродинамической пятой. Вал расположен в радиальных подшипниках скольжения. Радиальными подшипниками вала являются и опоры скольжения у втулок вала и внутреннего диаметра направляющих аппаратов у каждой ступени.

Крутящий момент передается от вала к рабочим колесам через шпонку. Вся сборка ротора насоса размещена в корпусе и сжата корпусом подшипника, а снизу - основанием, на котором размещена приемная сетка. В верхней части насоса на корпус подшипника навернута ловильная головка насоса, в которой имеется резьба для соединения с НКТ. Вал насоса соединяется с валом гидрозащиты шлицевой муфтой. Гидродинамическая пята имеет вращающую с валом пяту и подшипник.

Пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подшипник. Она обычно изготавливается из бельтита, прошитого графитом с резиной и завулканизированного в пресс-форме. При вращении пяты, жидкость идет от центра к периферии по канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение (в рабочем режиме) обеспечивает низкий коэффициент трения, незначительные потери энергии на трении в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.

Для создания высоконапорных ЭЦН в насосе, приходится устанавливать множество ступеней, поэтому такие насосы составляются из нескольких секций. Длина корпуса в каждой секции не более 5,5 м. Корпусные детали отдельных секций соединяются фланцами с болтами, а валы - шлицевыми муфтами. Каждая секция насоса имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Основание и приемную сетку имеет только нижняя секция. Ловильную головку имеет только верхняя секция насоса. При отборе насосом жидкости с набольшим содержанием механических примесей и достаточной смазкой насоса обычного исполнения обеспечивают длительную эксплуатацию скважины без их ремонта.

Для отбора жидкости с большим содержанием механических примесей, предназначены насосы ЭЦН. Они рассчитаны на отбор жидкости с содержанием 0,05% (0,5 г/л) механических примесей. В конструкцию насоса включены следующие основные изменения:

· чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из полиамидной смолы, стойкой против износа свободно несущимся абразивом и не набухающей в воде. В скважинах с большим содержанием нефти, как показал опыт, она менее работоспособна;

· текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка;

· для уменьшения износа ступиц рабочих колос и вала, ставятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при вращении. Таким образом снимаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.

С помощью этих и некоторых других изменений обычной конструкции насоса, срок службы износоустойчивого насоса увеличивается.

Второе специальное исполнение скважинного центробежного насоса с повышенной коррозийной стойкостью конструктивно мало отличается от насоса обычного исполнения. Эти насосы предназначены для отбора жидкости с повышенным содержанием сероводорода - до 0,0125 мас.% (1,26 г/л) и водородным показателем рН = 6,0 - 8,5.

Детали этого насоса изготовлены из коррозионностойких материалов. Шифры насосов такие же, как и у установок, но без буквы У, то есть при обычном исполнении ЭЦН 5-500-800. В шифр износоустойчивых насосов добавляется буква И - ЭЦНИ, а с повышенной коррозийной стойкостью буква К - ЭЦНК.

Установки выпускаются по 2 группе надежности ГОСТ 6134-71 в климатическом исполнении У (умеренный климат), ГОСТ 15150-69. Допускается применение установок в районах с холодным климатом. Для этого установки комплектуются трансформаторами в исполнении XJI1, а установки с электродвигателем ПЭД 125-138 В5 и комплектным устройством КУПНА-700-79А1XJI1.

При применении установок, укомплектованных станциями типа ШГС и ПГХ, в районах с холодным климатом, станции управления должны быть в помещении, температура в котором должна быть не ниже -40 С.

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не доотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период. Установку УЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионно-активные элементы.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной коррозионно-износостойкости.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 г/л происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

В настоящее время полезная мощность ЭЦН составляет от 14 до 120 кВт. Промышленность выпускаются насосы для отбора до 1000 мЗ/сут жидкости при напоре 900 м.

Диаметры эксплуатационных колонн в обозначении группы ЭЦН соответствуют:

· 5А - обсадная колонна диаметром 146 мм с внутренним диаметром 130 мм;

· 6 и 6А - обсадная колонна диаметром 168 мм с внутренним диаметром 144,3 и 148,3 мм соответственно. В соответствии с группами ЭЦИ диаметры корпусов насосов составляют: 92 мм, 103 мм, 114 мм и 137 мм. Внутренний диаметр корпусов соответственно равен: 80 мм, 90 мм, 100 мм, 120 мм.

Вывод

В настоящее время большая часть нефти добывается механизированным способом с использованием УЭЦН.

Существуют и недостатки этого способа добычи. Один из самых существенных заключается в том, что при отказе УЭЦН затраты на спуско- подъемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. Вопросы надежности погружной части оборудования приобретают в этих условиях особую остроту.

Улучшение надежности погружных систем возможно как за счет качественного повышения производимого ремонта, так и за счет улучшения составляющих компонентов. Но все эти работы связаны с дорогостоящими процессами подъема/спуска насосов и простоем скважины. Как избежать этого?

Возможным вариантом решения проблемы будет применение современных станций управления ЭЦН (СУ ЭЦН). Сейчас на нефтепромыслах распространены станции ШГС, Эти станции работают с погружными электродвигателями (ПЭД) мощностью не выше 100 - 150 кВт, морально устарели и не позволяют удовлетворить современные требования нефтяной отрасли по управлению и автоматизации процесса добычи нефти.

Простые по составу (промышленный контроллер и коммутационная аппаратура) они несут все недостатки прямого пуска (высокий пусковой ток, высокие механические нагрузки) погружного электродвигателя. Эти негативные факторы сокращают время безаварийной работы установки.

Замена ШГС на современные станции с частотно-регулируемым приводом (ЧРП) позволит увеличить межремонтный промежуток и увеличить наработку на отказ УЭЦН. Частотное регулирование обеспечивает плавный запуск и остановку насоса, регулировку производительности насоса при изменении дебита скважины для предотвращения его неэффективной работы.

Использование частотного регулирования в СУ ЭЦН позволяет решать задачи, которые ранее были либо в принципе неразрешимыми, либо требовали технически менее надежных и более дорогостоящих решений:

· управление широким классом погружных электродвигателей как отечественного, так и зарубежного производства мощностью до 500 -600 кВт включительно;

· устранение негативного влияние большого пускового тока на электродвигатель и ударных механических нагрузок, сопутствующих прямому пуску, на элементы конструкции УЭЦН;

· решение технологических задач, связанных с управлением производительностью насоса в зависимости от дебета скважины, задания на добычу, других параметров;

· увязывание в единую автоматизированную технологическую цепочку всего процесса добычи нефти -- от скважины до товарного парка;

· увеличение добычи нефти без замены оборудования путем повышения частоты питающего напряжения ПЭД выше 50 Гц;

· обеспечение временного выведения скважины из эксплуатации безопасности ее парафинирования;

· раскачка и плавный вывод скважины на режим.

К тому же, частотное регулирование позволяет разрабатывать законсервированные малодебитные скважины (10-15 мЗ/ сут), которых только в Российской Федерации насчитывается более 3 тысяч.

Итак, современная станция управления погружным насосом -- это интеллектуальное электротехническое устройство, позволяющее контролировать рабочие параметры добычи, осуществлять обмен данными по сети с верхними уровнями АСУ ТП и гибко управлять процессом нефтедобычи.

Рассмотрим подробнее современную СУ ЭЦН с частотным регулированием.

Функциональные возможности:

· включение и отключение электроцентробежного насоса;

· работа в ручном (пуск/стоп) и автоматическом режимах;

· плавный разгон и торможение, частотное регулирование скорости ПЭД в заданном диапазоне в ручном или автоматическом режиме по программируемому алгоритму с учетом технологических параметров;

· измерение и индикация основных параметров электродвигателя насоса (ток, напряжение, частота);

· контроль, регистрацию, отображение и хранение рабочих параметров ПЭД, преобразователей в СУ ЭЦН, технологических параметров телеметрии;

· обмен данными с устройством управления верхнего уровня;

· защита электродвигателя насоса от токовой перегрузки, недогрузки, недопустимого отклонения напряжения питающей сети с последующим программируемым автоматическим перезапуском после окончания действия аварии;

· определение производительности насосной установки;

· оценка динамики изменения дебита скважины;

· часовой (последние 24 часа) и суточный (последние 30 суток) архивы дебита;

· индикация и запись в журнал причины аварийного останова электроцентробежного насоса.

Станция управления обеспечивает:

· защиту от кратковременных перенапряжений питающей сети;

· защиту от токов внутреннего и внешнего короткого замыкания;

· защиту от снижения сопротивления изоляции погружного асинхронного двигателя;

· защиту от перегрева транзисторов моста или исчезновения потока

· охлаждающего воздуха;

· защиту от сбоев в микропроцессоре (МП);

· защиту от токов перегрузки;

· защиту от перегрева двигателя;

· защиту от повышения коллекторных токов транзисторов моста;

· защиту от пропадания напряжения питания драйверов;

· защиту от недопустимого снижения напряжения питания

· микропроцессорной системы;

· защиту от выхода рабочих параметров скважины за пределы заданной нормы.

Поставщиков СУ ЭЦН на российский рынок можно разбить на две большие группы, имеющие существенные отличия: отечественные производители и иностранные компании.

Отечественные производители выпускают и поставляют на рынок, в основном, простые станции типа ШГС и их модификации. Только в последние годы появились СУ ЭЦН с частотным регулированием отечественного производства.

Анализ рынка позволяет утверждать, что граница между сегментами доминирования российских и западных УЭЦН проходит приблизительно на уровне производительности 250 мЗ в сутки.

Условия эксплуатации в разных нефтедобывающих регионах России характеризуются существенными различиями. Поэтому для корректного выбора оборудования необходимо сравнивать производственные показатели установок только при сопоставимых условиях эксплуатации.

Можно легко предсказать, что спрос на российском рынке на высокопроизводительные и высоконадежные УЭЦН и станции управления к ним в ближайшие годы будет стремительно расти. Отечественные производители, безусловно, не захотят остаться в стороне, и будут продолжать совершенствовать свою технику и надежность ее работы, вплотную приближаясь к западным аналогам по техническим параметрам и сохраняя ощутимое преимущество в цене. Высокие таможенные пошлины

на ввозимые западные установки и запасные части еще больше увеличивают этот ценовой разрыв.

Исходя из соотношения наработки на отказ и цены, существующего на данный момент, учитывая постоянное техническое совершенствование отечественной продукции, станции российского производства можно рассматривать как достаточно конкурентоспособные в сравнении с установками зарубежных фирм.

погружной электроцентробежный насос газовый

2. Обоснование выбора конструкции установки ЭЦН для добычи нефти с высоким газовым фактором

Присутствие свободного газа в жидкости вредно влияет на работу любого насоса, в особенности центробежного: попадание газа заметно ухудшает его работу, коренным образом изменяет условия преобразования механической энергии рабочего колеса в гидравлическую - с увеличением количества свободного газа к. п. д. этого преобразования снижается. В связи с этим резко ухудшается характеристика насоса: снижается его подача, напор и к.п.д. Работа насоса становится неустойчивой. В каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», которые с одной стороны стесняют проходное сечение канала, уменьшая подачу, и с другой стороны препятствуют нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, подача прекращается (3).

При большом газовом факторе применяют насосные модули газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса.

2.1 Обоснование применения газосепаратора и анализ его существующих конструкций

Для борьбы с вредным влиянием газа на работу УЭЦН применяют следующие методы:

1) уменьшение количества свободного газа ни приеме насоса путем большего заглубления его под динамический уровень скважины. Создание на приеме насоса оптимального давления;

2) применение на входном участке насоса газосепаратора, позволяющего большую часть свободного газа отделить и направлять в затрубное пространство;

3) использование диспорчатора, предназначенного для диспергации, ГЖС и доведение до устойчивого агрегатного состояния;

4) использование конического насоса, то есть насоса, состоящего из пакетов ступеней различных типов;

5) принудительный сброс газа из затрубного пространства.

Одним из наиболее эффективных вышеперечисленных решений считается применение газосепаратора.

К недостаткам газосепаратора относится то, что при его применении практически не используется полезная работа газа при подъеме пластовой жидкости в НКТ, так как большей частью газ направляется в затрубное пространство.

Мировыми производителями выпускаются следующие типы газосепараторов для центробежных насосов:

1) вихревые;

2) центробежные.

Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. Для отделения газа от жидкости в этих газосепараторах используется плавучесть газовых пузырьков под действием гравитационных или центробежных сил.

Центробежный сепаратор имеет наибольший коэффициент сепарации, гравитационный - наименьший, а вихревой газосепаратор по коэффициенту сепарации занимает промежуточное положение.

Российскими производителями выпускаются газосепараторы в соответствии со следующими нормативными документами:

6) ТУ 26-06-1416-84 Модули насосные - газосепараторы МИГ и МНГК;

7) ТУ 313-019-92 Модули насосные - газосепараторы Ляпкова МНГСЛ;

8) ТУ 3381 -003-00217780-98 Модули насосные - газосепараторы МНГББ.

По принципиальной схеме эти газосепараторы являются центробежными. Они представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами.

Одним из первых устройств, запатентованных в нашей стране, был газосепаратор Ляпкова - известного российского ученого.

Более 10 лет назад запущен в серийное производство отечественный газосепаратор 1МИГ5 к ЭЦН пятой группы. Однако сепаратор имел сложную конструкцию, большую массу и был подвержен абразивному износу.

Специалистами АО "Лебедянский машиностроительный завод" разработана конструкция модуля насосного газосепаратора МИ-ГСЛ5 к погружным насосам группы 5. Масса нового сепаратора оказалась примерно в 2 раза меньше, чем у 1МИГ5, в частности - за счет упрощения конструкции. Кроме того, в нем предусмотрена защита внутренней поверхности корпуса от абразивного износа. Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь. попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепарации, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

ОАО "Борец" предлагает газосепараторы двух типов:

· модульные (МНГББ, МНГББА, 1МНГББ, 1МНГББ2);

· встроенные в нижнюю секцию насоса.

Газосепараторы ОАО "Борец" имеют головку оригинальной конструкции, которая разделяет потоки газа и жидкости и повышает эффективность работы газосепаратора. Все типы газосепараторов снабжены защитной гильзой, предохраняющей корпус от гидроабразивного износа.

Газосепараторы 1МНГББ и 1МНГББ2 не имеют осевой опоры вала, что упрощает их конструкцию и снижает стоимость. Осевые опоры вала моделей МНГББ и МНГББА могут быть выполнены из следующих материалов: "бельтонг-сталь" - для обычных условий эксплуатации; "керамика-керамика" - для осложненных условий эксплуатации.

Газосепараторы фирмы Centvilift. В зависимости от газосодержания на приеме фирма рекомендует и поставляет газосепараторы гравитационного типа - для газосодержания до 10% и газосепараторы центробежные (при больших значениях газосодержания).

Центробежный газосепаратор, состоит из ротора винтового типа, направляющего аппарата, сепарационной камеры в виде цилиндрического барабана с радиальными лопатками, камеры отвода свободного газа в затрубное пространство и отвода газосодержащей смеси в первую ступень отвода. По результатам исследований фирмы выявлено, что наличие наружного бандажа у радиальных лопаток цилиндрического барабана повышает коэффициент сепарации и предохраняет корпус от абразивного и эрозионного износа в откачиваемой жидкости.

Газосепараторы фирмы Reda. Фирма предлагает различные конструкции устройств, основными из которых являются: центробежные газосепараторы, вихревые газосепараторы, сепараторы с противотоком (гравитационные).

Вихревые газосепараторы VGS (Vortex Gos Separator) обладает высокой сепарационной характеристикой за счет создания после рабочего колеса свободной проточной части достаточного поперечного сечения и протяженности.

Газосепаратор отличается повышенной надежностью благодаря снижению вибрации за счет установки трех износостойких керамических радиальных подшипников и уменьшению расстояния между ними, а также за счет уменьшения массы вращающихся деталей, размаха лопастного ротора и снижения потребляемой мощности.

Одним из главных производителей газосепараторов в Китае является фирма Tempex. В конструкцию газосепаратора этой фирмы включены следующие элементы, повышающие надежность:

-концевые радиальные керамические подшипники;

- гильзы из закаленной стали для защиты корпуса от воздействия

перекачиваемой жидкости.

Конструкция центробежного газосепаратора практически повторяет конструкцию аналогичного газосепаратора фирмы Reda.

3. Патентная проработка

Мною был проведен анализ научных разработок технических средств модернизации в области нефтепромыслового оборудования, а конкретнее - изобретений по усовершенствованию установок наружного центробежного электронасоса (УЭЦН).

Ввиду того, что научная работа длится несколько лет, то не нашедшие своего применения и не зарекомендовавшие себя изобретения отсеиваются.

Мною были выбраны изобретения, направленные на уменьшение содержания газа и твердых частиц в перекачиваемой насосом пластовой жидкости, то есть конкретно для скважин с большим газовым фактором и/или повышенным содержанием твердых включений в пластовой жидкости.

Описание изобретений, рисунки, анализ, достоинства и недостатки приводятся ниже.

3.1 Спец. вопрос "Включение газосепаратора в состав УЭЦН"

В ходе проведенного анализа изобретений, касающихся эксплуатации скважин ЭЦН в качестве усовершенствующего элемента для повышения производительности установки решено было вместо рассмотренных в п.З изобретений ввести в состав УЭЦН газосепаратор, как наиболее оптимальный вариант.

Он основан на принципе разделения жидкости и газа под действием центробежных сил и представляет собой вмонтированное в насос устройство, состоящее из следующих основных узлов:

ступени вихревого самовсасывающего насоса, предназначенного для создания необходимого избыточного давления в колоколе газосепаратора;

· завихрителя, состоящего из лопастного колеса типа пропеллерного насоса и специального направляющего аппарата, предназначенного для сообщения газожидкостной смеси по выходе из ступени вихревого насоса угловой скорости, необходимой для разделения смеси на дегазированную жидкость и свободный газ;

· камеры разделения в виде свободного кольцевого пространства, в котором происходит разделение смеси;

· колокола с системой боковых и радиальных каналов, предназначенных для улавливания отсепарированного свободного газа и отвода его в скважину, а также для приема из камеры разделенной дегазированной жидкости и направление ее к рабочим колесам насоса.

Газосепараторы монтируются в нижней части насоса между приемной частью и первым рабочим колесом. Длина его в собранном виде составляет 600 мм. Газожидкостная смесь поступает из скважины через приемную сетку и входные отверстия, попадает в вихревую ступень, которая создает смеси напор, необходимый для преодоления сопротивлений. Из вихревой ступени газо-жидкостная смесь поступает в завихритель и, получив угловую скорость, начинает сепарироваться. Из завихрителя смесь переходит в камеру разделения, где под действием центробежных сил более тяжелая жидкость отбрасывается с периферии, а более легкий газ отжимается к центру и располагается вокруг вала.

Затем газ попадает под колокол и далее через отверстие в кольцевое пространство между насосом и обсадной колонной скважины, а дегазированная жидкость по каналам между колоколом и корпусом подходит к рабочему колесу погружного центробежного насоса.

Максимальное содержание свободного газа на выходе в насос с газосепаратором - 55% (по объему).

4. Выбор машин и оборудования при эксплуатации скважин ЭЦН

Насос для скважины подбирается в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН.

При выборе установки по характеристике скважины порядок выбора следующий:

· Определяют требуемую величину напора насоса;

· Учитывая влияние вязкости откачиваемой смеси и газосодержания на характеристику глубинных центробежных насосов, определяют требуемые параметры насоса в условиях перекачки им воды;

· Выбирают несколько типоразмеров установок насосов из числа выпускаемых;

· Определяют глубину подвески глубинного насоса в скважине;

· Определяют мощность двигателя и уточняют его типоразмер;

· Проверяют возможность отбора насосом тяжелой жидкости;

· Проверяют параметры выбранного ранее кабеля и H К Т;

· Проверяют диаметральные размеры погружного агрегата , труб и кабеля;

· Проверяют параметры автотрансформатора или трансформатора;

· Сравнивают экономические показатели предварительно выбранных нескольких типоразмеров установок;

· Проверяют рациональность применения глубинного центробежного насоса по сравнению с другими типами насосов.

Характеристика скважины при выборе установки известна - это в основном заданная величина отбора жидкости из скважины ; глубина расположения уровня жидкости в скважине при этом отборе; характеристика отбираемой жидкости по содержанию в ней нефти, воды и газа , по вязкости смеси и по плотности их составляющих ; содержание в отбираемой смеси механических примесей ; размеры обсадной колонны; давление, которое необходимо иметь на устье скважины, чтобы транспортировать смесь до групповой установки нефтепромыслового сбора нефти.

Для выбора типа насоса необходимо знать давление, которое он должен создавать. Требуемое давление насоса увеличивается с увеличением глубины, с которой приходится поднимать жидкость, гидравлических сопротивлений в подъемных трубах, противодавления на устье скважины и уменьшается за счет работы газа в подъемных трубах. Этот газ, отбираемый вместе с жидкостью из скважины, по мере приближения к устью расширяется, всплывает и увлекает за собой часть жидкости.

Для выбора глубинного центробежного насоса необходимо знать его параметры в условиях отбора им воды, поскольку заводские характеристики и каталожные данные приведены именно на такие условия. Поэтому необходимо учесть вязкость жидкости и газосодержание в ней, снижающие показатели установок.

По значению подачи и напора в условиях перекачки им воды находят необходимый типоразмер насоса по заводским каталогам. При этом, зная внутренний диаметр обсадной колонны скважины, определяют допустимый габарит погружного агрегата.

По габариту погружного агрегата, заданному отбору жидкости, давлению, которое должен создавать насос, выбирают два-три типоразмера установок.

При проверке нескольких вариантов оснащения скважины ЭЦН необходимо сравнить их экономические показатели.

Расчет необходимого напора ЭЦН, выбор насоса и электродвигателя

Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dк = 146 мм;

Дебит жидкости Q = 150 м3/сут;

Статический уровень hст = 990 м;

Коэффициент продуктивности скважины К=70 м3/сут МПа;

Глубина погружения под динамический уровень hq = 40м;

Кинематическая вязкость жидкости V= 2•106 м2/с;

Превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем hr = 15м; Избыточное давление в сепараторе Pc = 0,15 МПа;

Расстояние от устья до сепаратора l = 50 м;

Плотность добываемой жидкости Pж = 870 кг/м3

Определяем площадь внутреннего канала HKT

при Vcp = 1,3 м/с

Внутренний диаметр найдем по формуле:

Ближайший больший dвн имеют HKT диаметром 48 мм (dвн = 40 мм). Скорректируем выбранное значение Vcp = 130 см/с:

Депрессия будет равна

где к - коэффициент продуктивности, м3/сут • МПа; Рж- плотность жидкости, кг/м3

g=9,81м/с2

Потери напора на трение в трубах, м:

где л - коэффициент гидравлического сопротивления; L - глубина спуска насоса; l - расстояние от скважины до сепаратора.

L=hст + ?h + h,

где h - глубина погружения под динамический уровень

L = 990 + 251 + 40 = 1281 м

Число Рейнольдса по формуле

где v - кинематическая вязкость

при Re >2300

Потери напора на преодоление трения в сепараторе:



Величина необходимого напора по формуле:

Hc = hст + ?h + hтр + hr + hс,

Где hст - статический уровень; ?h - депрессия;

hтр - потери на трение в трубах;

hr - повышение уровня жидкости в сепараторе над устьем; hс - потери напора в сепараторе. Hc = 990+ 251+ 80,5+ 15 + 17,6= 1354,7м

Для получения дебита Q = 150 м3/сут и напора Hc = 1355м выбираем ЭЦН 5 - 130 - 1400 с числом ступней 348, учитывая, что эксплуатационная колонна 146 мм

Построим участок рабочей области характеристики Q-H (рис. 1)

Характеристика Q-H для ЭЦН-130-1400

Рис. 1 Рабочая область характеристики ЭЦН

Из полученной рабочей характеристики найдем, что при дебите 150 м3/сут напор ЭЦН составит 1355 м.

Для совмещения характеристик насоса и скважины определим число ступней, которые нужно снять с насоса:

,

где H - напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины;

Hc - необходимый напор скважины; Z - число ступней насоса

Следовательно, насос должен иметь 323 ступни, вместо снятых

установим проставки. Напор одной ступени 4,1 м.

Полезная мощность электродвигателя:

где, зn - КПД насоса по его рабочей характеристике; Pж - плотность откачиваемой жидкости.

Необходимая мощность двигателя:

где 0,92ч0,95 - КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор).

Выбираем ближайший больший типоразмер погружного электродвигателя для ЭЦН ПЭД 45- 117 JIB 5 Напряжение 1400 В;

Сила тока 27,3 А;

Cos б = 0,84;

Температура окружающей среды до 50°С; КПД = 81%;

Скорость охлаждения жидкости 0,27 Длина 5,60 м Масса 382 кг

Ему соответствует гидрозащита Г51.

4.2 Определение глубины погружения ЭЦН под динамический уровень

Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dk = 146 мм;

Динамический уровень hg = 1224 м;

Дебит жидкости Q = 150 м3/сут;

Тип насоса ЭЦН 5 - 130 - 1400

Необходимый напор насоса Hc = 1355 м;

Газовый фактор Г = 120 м3 /м3;

Давление в затрубном пространстве P3 = 0,6 МПа;

Обводненность нефти n = 0,40;

Плотность газа Pr= 1,10 кг/м3;

Плотность нефти PH = 870 кг/м3;

Температура жидкости на приеме t = 50°С

Г - газовый фактор; Vp.r - объем растворенного газа

где в - газосодержание

ф - коэффициент сепарации в = 0,08 ; в с = 0,5 - с сепаратором т = 0,15 ; т с = 0,15.

То ,T - температура на устье и на приеме насоса в скважине

Z - коэффициент сжимаемости газа; Bh - объемный коэффициент нефти.

Для получения Z по графику Брауна найдем приведенное давление и приведенную температуру. Псевдокритические давление и давление по относительной плотности газа:

По графику зависимости псевдо-критического давления и температуры

от удельного веса газа:

Рп.к = 46,1 кгс/см2 Тп.к = 250°К

Приняв давление на приеме насоса 5 МПа, найдем приведенное

давление и температуру:

По графику Брауна Z = 0,82

где вH = 6,5 * 10-4 1/МПа - коэффициент сжимаемости нефти; бH - температурный коэффициент

при 0,86 ?Pн <0,96 бH = 10-3 (2,513 - 1,975)

лH - безразмерный параметр, равный отношению удельного

приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию.

Учитывая найденное давление на приеме насоса, вновь найдем приведенное давление: Tп =1,29 Z = 0,63

Пересчитаем Bh, Рпр:

BH = 1 +2,504•10-3•120 + 2,513• 10-3(50-20)-6,5 •10-4•11,91 = 1,3681

Вновь определим: Tп =1,29; Z = 0,69

Определим плотность газоводонефтяной смеси Pсм:

где Рн , Pв ,Pr - плотность нефти, воды, газа;

n - обводненность;

в - газосодержание на приеме

Найдем глубину погружения насоса под динамический уровень:

,

где Pnp - давление на приеме насоса, МПа;

Рз - давление в затрубном пространстве, МПа;

q - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;

Pcm - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м3

Глубина спуска насоса:

Пересчитаем глубину спуска насоса при установке газосепаратора.

в = 0,5 ф = 0,15

VР.Г = 120 (1-0,15) (1-0,5) = 51 м3/м3 PГ 20 =0,9

Рп.к = 46,1 Тп.к = 250°К

Pп =1,07 Tп = 1,29 Z = 0.82

лH = 2,504• 10-3 BH= 1,3726

Tп = 1,29 Z = 0,9

BH= 1 +2,504 •10-3 • 120 + 2,513 •10-3(50-20)-6,5 • 10-4 • 2,73= 1,374

Tп = 1,29 Z = 0,88

L= 1224 +528 = 1752 м

Найдем высоту подъема жидкости расширяющимся газом:



где з - КПД работы газа в насосных трубах, з = 0,65; Py - давление на устье, Py = Рбуф = Рзатр = 0,8 МПа; Рнас - давление насыщения газа, Рнас =110 атм = 11 МПа; Po = 0,1033 МПа

Высота подъема жидкости газом:

(4.18)

где d - внутренний диаметр труб, см;

Рбуф = Pу - давление на устье (сепараторе), 0,8 МПа;

Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счет полезной работы газа в НКТ:

Исследования и пример расчета показывают, что с помощью аналитических зависимостей можно существенно уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень. Величину напора за счет подъемной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7- 0,8 с учетом падения пластового давления:

Hc1 = 1325 - 0,7• 264= 1140,2 м

Повторим расчет по формулам для ЭЦН с газосепаратором:

Hc1 = Hc - Hr = 1325 - 264 = 1061 м Hct = Hc-0,7 Hr = 1325 - 0,7 • 264 = 1140,2 м

4.3Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров ЭЦН

Наружный диаметр эксплуатационных колонн 146 мм;

Размер HKT 48 х 4 мм;

Дебит скважины Q =150м3/сут;

Динамический уровень hq = 1224 м;

Тип насоса ЭЦН 5 - 130 - 1400;

Тип электродвигателя ПЭД 45 - 117;

Глубина спуска насоса L = 2254 м Lcen = 1752 м;

Температура на приеме насоса t = 50°С

Расстояние до станции управления lp = 136 м lp сеп = 138 м

Ремонтный размер 1 = 100 м

Основные характеристики двигателя: Напряжение U = 1400 В;

Сила тока J = 27,3 А; КПД = 81 %; cos б = 0,84; температура окружающей среды - до 500C, скорость охлаждения жидкости 0,27 м/с. Выбор кабеля:

Определим сечение жилы : где I - номинальный ток электродвигателя, А; i - допускаемая плотность тока, А / мм2;

i = 5 для кабеля с полиэтиленовой изоляцией, т.к. в жидкости есть растворенный газ.

КПБК 3 х 6 мм и КПБП 3x6с рабочим напряжением 2500 В, допустимым давлением до 25 МПа и температурой до +90°С и размером 10,2x27,5 мм.

Длина кабеля : LК= L + 1 + 1РЕМ, где L - глубина спуска насоса;

1 - расстояние от скважины до станции управления; 1РЕМ - запас на ремонт.

LК =2254 + 100 + 136 = 2500 м lК.СЕN= 1752 + 100 + 138 = 2000 м Сопротивление кабеля

с= 0,0175 Ом • мм2/м - удельное сопротивление меди при t = 20°С б = 0,004 - температурный коэффициент для меди; tЗ - температура на забое у приема насоса; S - площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Потери мощности в кабеле

?Рк.сеп = 3•27,3 • 3,27•10-3 •2000•10-3 = 14,62 кВт

Выбор трансформатора:

Мощность трансформатора :

где Рэ.q - полезная мощность электродвигателя;

зэ.q - КПД электродвигателя;

?Рк - потери мощности в кабеле.

Падение напряжения в кабеле:

,

Rk = R • 103 = 3,27 Ом/км - активное удельное сопротивление 1 км кабеля;

Xo = 0,1 Ом/км - индуктивное удельное сопротивление кабеля;

cos ц - коэффициент мощности электродвигателя;

sin ц - коэффициент реактивной мощности;

Lk - длина кабеля, км.

cos ц = 0,84

ц = arcos = 32°86'

sin ц = 0,54

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора:

где Uэ.q - рабочее напряжение электродвигателя;

?U - потери напряжения в кабеле.

Выбираем трансформатор ТМПН - 10013 - 73 У1 Определим габаритные размеры:

1-е сечение учитывает диаметр электродвигателя и диаметр насоса:

где Dэ.q , Dh - наружный диаметр электродвигателя и насоса; hk - толщина плоского кабеля; Sx - толщина хомута, крепящего кабель к насосу.

DЭд=117 мм; DH = 92 мм; hK = 10,2 мм.

2-е сечение учитывает размер муфты HKT и круглый кабель: габаритный размер

DМ = 56 мм; dk = 25мм; dвн = 40 мм.

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 130 мм, следует, что зазор 130 - 115,7 = 14,3 мм, что допустимо.

Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении электродвигателя:

DВН - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; Q - дебит скважины, м3/сут.

Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения 0,27 м/с по характеристике электродвигателя ПЭВ 45 - 117. Удельный расход электроэнергии:

зТр - КПД труб, (0,94);

зН - КПД насоса, (0,585);

зДВ - КПД электродвигателя, (0,81);

зАВТ - КПД автотрансформатора, (0,96);

зК - КПД кабеля.

где PЭд - номинальная мощность электродвигателя;

?PК - потери мощности в кабеле.

з ОБЩ= 0,94• 0,585•0,81•0,711•0,96 = 0,304

з ОБЩ.СЕП = 0,94 • 0,585•0,81•0,755• 0,96 = 0,323

Удельный расход электроэнергии на 1т. Добываемой жидкости:

где H - высота подъема жидкости из скважины, м;

зОБЩ - общий КПД установки.

,

5. Расчет ЭЦН на прочность и выносливость

5.1 Расчет корпуса ЭЦН на прочность

ЭЦН 5-130-1400;

Напор в режиме закрытой задвижки H= 1910 м;

Электродвигатель ПЭД 45 - 117;

Корпус насоса из стали 35 фт = 300 МПа;

Направляющий аппарат - чугун (серый) фв = 180 МПа, Ена = 1,45 * 105 МПа;

Плотность добываемой жидкости Pж = 870 кг/м3;

Кабель КПБП 3x6 массой 7,96 кг/м.

Для ЭЦН 5-130-1400:

Диаметр корпуса (гр.5) 92 мм;

Масса 397 кг;

Длина 11,85 м;

Имеет 329 ступней;

Внутренний диаметр 80 мм.

Для электродвигателя ПЭД 45-117: длина 5,60 м;

масса 382 кг. Гидрозащита Г51: длина 3077 мм = 3,077 м.

масса 56 кг

Площадь поперечного сечения корпуса в месте протечки:

FК = 0,785 (DН2 - Dnp2);

Dnp = dвн + 2hp,

где hp - высота резьбы;

Dh - наружный диаметр корпуса

FK = 0,785 ·[0,0922 - (0,080 + 0,0014· 2)2 ] = 1,62 * 103 м2

Площадь поперечного сечения направляющего аппарата:

Fнa = 0,785 ·(d2 - dВК2),

где d - наружный диаметр корпуса "чашечки" направляющего аппарата; dВК- внутренний диаметр направляющего аппарата. dВК= d - 2в, где в = (0,25 ч0,3)см

dВК = 0,080 - 2 · 0,003 = 0,074 м

FНА = 0,785 ·(0,0802 - 0,0742 ) = 0,725· 10-3 м2

Гидравлическая нагрузка:

где DПР- диаметр проточки у выхода резьбы;

HН' - напор, создаваемый насосом в режиме закрытой задвижки; PЖ - плотность добываемой жидкости.

Усилие предварительной затяжки:

где ЕК = 2,04 · 105 МПа

Ена = 1,45 · 105 МПа

Вес оборудования:

G = Gh + Gэ.q + Gr.з + Gk

Осевое напряжение от действия трех сил:

Тангенциальное напряжение в теле корпуса:

где S - толщина стенки в проточке корпуса; S = 5,25 · 10-3 м

Эквивалентное напряжение:

Коэффициент запаса:

Напряжение сжатия в стенке направляющего аппарата:

5.2 Расчет вала ЭЦН на прочность

...