Насос ЭЦН5-80-1700

Насос ЭЦН5−80−1700

КУРСОВАЯ РАБОТА Содержание центробежный насос отказ Введение

1.Обзор существующих конструкций

2. Анализ работы насоса

3. Расчет конструктивных параметров

4. Расчет основных параметров

5. Расчет прочностной

6. Техническое обслуживание и правила эксплуатации Список использованных источников Введение Область применения ЭЦН это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 1300 м3/сут и высотой подъема 500 2000м. Межремонтный период ЭЦН составляет до 320 суток и более.

Центробежный насос спускается в скважину под уровень жидкости на насосно компрессорных трубах и приводится в действие расположенным под ним электродвигателем, электроэнергия к которому подводится по специальному кабелю. Расположение приводящего двигателя непосредственно у насоса позволяет передавать ему большие мощности.

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 недобор 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.

ЭЦН можно применять при откачке жидкости, содержащих газ, песок, и коррозионо активные элементы.

Скважинные центробежные насосы предназначены для подъема жидкости с содержанием в ней воды не более 99%, механических примесей (по массе) не более 0,01%, с температурой не более 90 °C. Насосы повышенной износостойкости допускают содержание механических примесей (по массе) до 0,05%. Для подъема из нефтяной скважины жидкости с повышенной коррозионной активностью применяются скважинные центробежные насосы, основные детали которых изготовлены из коррозионностойких материалов.

1. Обзор существующих конструкций Погружной центробежный насос (ЭЦН) для добычи нефти представляет собой высоконапорный многоступенчатый насос вертикального исполнения, предназначенный для работы с погружением его под уровень добываемой жидкости в скважине.

Погружной насос секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней.

Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса подачи и напора. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтр сеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп — 5, 5а, 6. Диаметры корпусов группы 5 — 92 мм, группы 5а — 103 мм, группы 6 — 114 мм.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса — напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля — секции. Модуль — головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны — фланец для подсоединения к модулю секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные — 50,80,125,200. 160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные — 40. 80,130. 160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) — 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

1 — корпус; 2 — вал; 3 — рабочие колеса; 4 — направляющие аппараты; 5 — верхний подшипник; 6 — нижний подшипник; 7 — верхняя осевая опора; 8 — головка; 9 — ребра; 10 — резиновое кольцо; 11, 12 — крышка транспортировочная; 13 — модуль — головка; 14 — шпонка

Рисунок 1 — Насос электроцентробежный погружной ЭЦН Погружной центробежный модульный насос (ЭЦНМ) разработан и создан для замены насоса типа ЭЦН, для улучшения его ремонтопригодности и более широкого использования принципа взаимозаменяемости узлов и агрегатов погружных насосов. Погружной центробежный модульный насос высоконапорный многоступенчатый вертикального исполнения, секционный. Соединение секций насоса между собой, а также к электродвигателю и гидрозащите фланцевое. Уплотнение соединений осуществляют резиновыми кольцами. Длины секций от 3000 до 5500 мм.

Конструктивно насос состоит из входного модуля, модулей секций, модуля головки.

Входной модуль, представляет собой основание с отверстиями для прохода пластовой жидкости внутрь насоса, защищенной сеткой и двух фланцевых соединений по торцам. Внутри основания на втулках подшипника размещается вал с защитными втулкам, шлицевой муфтой для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом соединяется с модулем секцией, а нижним концом к гидрозащите электродвигателя.

Модуль секция, состоит из корпуса, вала, пакета ступеней, верхней осевой опоры, верхнего радиального подшипника, нижнего подшипника. На верхнюю часть корпуса навинчена головка с фланцевым соединением в верхней части. В нижнюю часть корпуса ввинчено основание с фланцевым соединением в нижней части и двумя ребрами для прокладки, крепления и защиты плоского кабеля от механических повреждений. Вал с двух концов имеет шлицы для соединений посредством шлицевых муфт к валу входного модуля и валов других модулей-секций. Валы модулей секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м), унифицированы по длине.

Основным рабочим органом, обеспечивающим передачу энергии от вала насоса потоку перекачиваемой жидкости, является ступень центробежного насоса В отечественных конструкциях погружных насосов промышленное применение получили ступени с рабочими колесами плавающего типа, то есть рабочие колеса могут свободно перемещаться вдоль вала насоса в пределах осевой высоты направляющего аппарата, и воспринимающие крутящий момент от вала насоса при помощи шпонки. Такое решение предназначено для снятия осевых усилий, возникающих на рабочем колесе одностороннего входа, с вала насоса и передачей его на корпус соответствующего направляющего аппарата и далее на корпус насоса. Конструктивно такое решение осуществляется установкой на переднем и заднем дисках рабочего колеса методом запрессовки «текстолитовых» или «резиновых» опорных шайб (колец), а в направляющем аппарате, в месте контакта с этими шайбами, изготовлены цилиндрические выступы (буртики), которые образуют в каждой ступени насоса осевой подшипник скольжения, воспринимающий осевое усилие, возникающее на рабочем колесе.

Преимущества ЭЦН Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦНы могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦНы являются одним из наиболее высокообъемных методов механизированной эксплуатации. ЭЦНы имеют преимущество над другими высокообъемными методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не является важным для обеспечения возможности откачки таких больших объемов.

По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно, но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются относительно невысокими.

Недостатки ЭЦН Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.

Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос. Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса.

2. Анализ работы насоса На предприятиях используются как модульные, так и немодульные насосные установки.

К неисправностям насосных установок можно отнести следующие неисправности:

— реже всего выходит из строя гидрозащита, основной поломкой является прорыв резиновой диафрагмы;

— двигатели выходят из строя изза пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;

— насос выходит из строя чаще всего изза засорения механическими примесями, быстро изнашивается вал насоса.

Рисунок 2 — Причины преждевременных отказов ЭЦН на Хохряковском месторождении Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рисунок 2.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско подъемных операций. Как следствие это приводит к повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин. 18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызваных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации. В 13% отказов причины не были выявлены, т.к. нарушался регламент проведения расследования.

В 2004 г на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивления изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °C.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

1) осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05″). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

2) особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости c КВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от механических примесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН — ЗАО «Новомет» г. Премь);

3) на периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

4) для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок — центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты — (ОАО «ТТДН» г Тюмень);

5) значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Из таблицы 1 видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН и являющимися причинами выхода из строя можно назвать механические повреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание механическими примесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки.

Таблица 1 — Причины отказа погружных насосов по ОАО «Сургутнефтегаз»

3. Расчет конструктивных параметров Исходными данными для расчета является номинальная подача и напор:

Q=80м3/сут, H=1700 м.

Расчет выполнен по методике, приведенной в [Богданов А.А., Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти — М.: Недра, 1968 — 272с.]

1) Расчет ступеней насоса Внутренний диаметр корпуса ступени:

где DВК внутренний диаметр корпуса;

д толщина стенки корпуса ступени д=0,003 м.

гдеDНК наружный диаметр корпуса, DНК=0,092 м;

д толщина стенки корпуса насоса, д =0,005 м.

Наибольший диаметр рабочего колеса:

где S радиальный зазор между стенкой ступени и рабочим колесом, S=0,003 м.

Приведенная подача рассчитываемой ступени:

где n — число оборотов единичного колеса, n=2910 мин-1

Диаметр втулки при входе в рабочее колесо:

где Кdвт коэффициент соответствующий полученному значению QПрив Наибольший диаметр входных кромок лопастей:

где KD1MAX коэффициент, соответствующий полученному значению QПрив, KD1MAX=2,35.

Диаметр входа в рабочее колесо:

где KD0 — коэффициент входа в рабочее колесо, KD0=0,94.

Рабочее колесо с радиальным отводом, следовательно наименьший диаметр выходных кромок лопастей можно принять равный максимальному:

Наименьший диаметр входных кромок лопастей:

где KD1MIN коэффициент для данной QПрив, KD1MIN=2,4.

Высота канала на выходе рабочего колеса:

где Kb2 — коэффициент, определяющий высоту выхода из рабочего колеса, Kb2=0,054.

Высота канала на входе в рабочее колесо:

где Kb1 — коэффициент, определяющий высоту канала на входе в рабочее колесо, Kb1=0,107.

Коэффициент быстроходности ступени:

где HСТ напор ступени насоса.

где V2MAX — окружная скорость, м/с;

KV2 коэффициент окружной скорости, Ku2max=1,15;

g ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2.

где D2MAX — наибольший диаметр рабочего колеса, м;

n — число оборотов вала, n=2850 мин-1.

По полученному значению коэффициента быстроходности определяем конструктивные углы Я2 =320 и Я1ср =400 .

Действительная высота рассчитываемой ступени:

где lПрив — приведенная высота ступени, lПрив=0,022 м.

Высота межлопаточных каналов направляющего аппарата:

где b3Прив коэффициент приведенной средней высоты каналов направляющего аппарата, b3Прив=0,0042 м.

Диаметр диафрагмы направляющего аппарата:

Где FПрив площадь кольца между внутренней стенкой корпуса ступени и диаметром диафрагмы, FПрив. = 0,95 м².

4. Расчет основных параметров

1) Определяем число ступеней насоса, исходя из напора

где Н — номинальный напор, м;

НСТ — напор развиваемый одной ступенью, м.

2) Определим КПД насоса

где СТ КПД ступени;

Z число ступеней в насосе;

Nпол полезная мощность насоса, кВт.

где Q — подача насоса, м3/с;

с — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3.

3) Определим мощность насоса

4) Определим мощность двигателя

5. Расчет прочностной Расчет корпуса.

Общее усилие, действующее вдоль оси насоса:

где Т усилие, предварительной затяжки пакета ступеней, Н;

с плотность воды, с=1000кг/м3;

Н максимальный напор секции насоса, Н=425м;

НMAX максимальный напор насоса, Н=1700м;

rВн внутренний радиус корпуса, r=41мм;

ЕК модуль упругости корпуса, ЕК=2,63· 105МПа;

ЕНА модуль упругости направляющего аппарата, ЕНА=1,45· 105МПа;

FК площадь поперечного сечения корпуса;

FНА площадь поперечного сечения направляющего аппарата;

G масса погружного агрегата, G= 463 кг.

Усилие, предварительной затяжки пакета ступеней:

где к коэффициент запаса плотности стыка, к=1,4.

Площадь поперечного сечения корпуса равна:

Площадь поперечного сечения направляющего аппарата равна:

Осевые напряжения, действующие в опасном сечении корпуса:

где Fk площадь ослабленного сечения корпуса с учетом технологических отклонений, м2

где DН наружный диаметр;

д допуск наружного диаметра корпуса;

dР наружный диаметр резьбы;

д допуск размера резьбы.

Определение тангенциальных напряжений:

где м — коэффициент Пуассона, м=0,3;

S толщина стенки корпуса в ослабленном сечении с учетом технологических отклонений

где ДS допустимая разрозненность корпуса, ДS=0,8· 10−3м.

Эквивалентное напряжение в ослабленном сечении корпуса:

Коэффициент запаса прочности:

где уТ предел текучести стали 20, уТ =274 МПа.

6. Техническое обслуживание и правила эксплуатации Выбирая и эксплуатируя насосное оборудование необходимо помнить, что одним из важнейших факторов длительной и безотказной работы погружного насоса является работа его в рабочем интервале напорной характеристики, рекомендованном изготовителем.

При этом потребителю необходимо четко знать, как правильно производить подбор насоса (в частности погружного), что позволит в дальнейшем избежать неприятных моментов, связанных с неожиданным выходом его из строя и поломкой.

Другим важнейшим фактором надежной работы погружного насоса является тщательное выполнение требований изготовителя, изложенных в разделе «Техническое обслуживание».

Центробежный насос погружного типа требует особого внимания при подготовке к эксплуатации и проведении своевременного технического обслуживания потому, что в отличие от других насосов, погружной центробежный насос работает под водой в особых условиях, когда обслуживающий персонал его не видит и не имеет возможности проверить нагрев подшипников, нагрев корпуса насоса, услышать или увидеть признаки возникающих неисправностей.

Необходимо обратить особое внимание на контроль за наличием и состоянием масла в масляной камере, которая призвана, как было отмечено ранее, предохранять электродвигатель, а именно полость статора, от проникновения в него воды.

Большинство изготовителей требуют проверять наличие масла в масляной камере не реже 2 раз в месяц и при необходимости (контролируется щупом), добавлять свежее масло, а через каждые 200−250 часов работы насоса полностью заменять масло в камере.

В масляной среде работает узел уплотнения на границе масляной камеры и полости статора электродвигателя (торцовое уплотнение или манжета).

От качества масла зависит надежность и долговечность работы уплотнений.

Вода, обнаруженная в масле при его очередной смене является признаком неисправности (потеря герметичности) торцового уплотнения на границе проточной части насоса с масляной камерой. В этом случае погружной насос необходимо отправить в ремонт. Продолжение эксплуатации насоса с таким дефектом приведет к проникновению воды в полость статора, межвитковому замыканию в обмотке электродвигателя и необходимости капитального ремонта электродвигателя, стоимость которого составляет до 80% от стоимости нового насоса.

Другой важнейший фактор надежной и продолжительной работы погружного насоса — это подключение его к источнику электроснабжения.

Насосы погружные должны подключаться к электросети только через автоматический выключатель типа АП50−3МТ или через магнитный пускатель с током расцепителя, соответствующим мощности электродвигателя.

Изготовители в Паспорте на насос часто рекомендуют точную марку выключателя, эту рекомендацию следует строго соблюдать.

Правильно выбранные автоматические выключатели надежно защитят насосы и своевременно отключат их от сети при заклинивании, токе короткого замыкания, резких скачках напряжения.

Подключение электронасоса к сети через автоматический выключатель, выбранный «на глазок», с неизвестными параметрами рабочего тока или подключение «напрямую», т. е. без пуско-защитной аппаратуры — прямой путь к тому, что насос безнадежно выйдет из строя и не будет принят изготовителем в гарантийный ремонт.

Если к этому добавить отсутствие каких либо приборов контроля за работой насосов (манометров, расходомеров, амперметров и т. п.) при эксплуатации их в мобильном варианте, то необходимость особого отношения к эксплуатации погружных насосов станет очевидным.

Ниже приведен общий перечень рекомендаций по техническому обслуживанию центробежных насосов с воздушным охлаждением двигателя:

Не допускается работа насоса без жидкости, работа насоса «в сухую» приведёт к износу уплотнений вала. Износ скользящего торцевого уплотнения вала — наиболее распространённая причина выхода из строя моноблочных центробежных насосов.

Центробежный насос должен работать в паспортном режиме — рабочая точка на напорно расходной характеристике должна находиться в допустимых пределах. Насос не должен работать со слишком большой и слишком маленькой подачей. Рекомендуется чтобы рабочая точка находилась в зоне максимального КПД насоса.

Во время длительных простоев, рекомендуется включать насос в работу на короткие промежутки времени (5−10 минут), не реже одного раза в месяц. В противном случае может произойти окисление вала, для устранения которого может потребоваться ремонт насоса.

Не допускается замораживание воды в насосе, поэтому установка насосов в помещении с периодическим снижением температуры ниже ноля — не рекомендуется.

В центробежных насосах с сальниковым уплотнением вала, сальник должен быть холодным, и не должен пропускать много жидкости.

Список использованных источников

1 Богданов, А. А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти [Текст]: учебник / А. А. Богданов. — М.: Недра, 1968. 272 с.

2 Бочарников, В. Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом [Текст]: учебник / В. Ф. Бочарников. Т.: Вектор Бук, 2003. 336 с.

3 Биргер, И. А. Расчет на прочность деталей машин [Текст]: учебник / И. А. Биргер. — М: Машиностроение, 1979. 702 с.

4 Ивановский, В. Н. Оборудование для добычи нефти и газа [Текст]: учебник / В. Н. Ивановский. М: Нефть и газ, 2002. 769 с.

5 Молчанов, А. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы [Текст]: учебник / А. Г. Молчанов, В. Л. Чичеров. М.: Недра, 1983. 308 с.