Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН)

СОДЕРЖАНИЕ

лист
|Аннотация (русский язык) |5 |
|Аннотация (английский язык) |6 |
| | |
|ВВЕДЕНИЕ |7 |
|1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ. |8 |
|1.1.Назначение и технические данные ЭЦН. |8 |
|1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи. |8 |
|1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН. |9 |
|1.1.3.Технические характеристики ПЭД. |14 |
|1.1.4.Основные технические данные кабеля. |15 |
|1.2. Краткий обзор отечественных схем и установок. |16 |
|1.2.1.Общие сведения. |16 |
|1.2.2.Погружной центробежный насос. |17 |
|1.2.3.Погружные электродвигатели. |18 |
|1.2.4.Гидрозащита электродвигателя. |18 |
|1.3.Краткий обзор зарубежных схем и установок. |19 |
|1.4. Анализ работы УЭЦН. |22 |
|1.4.1.Анализ фонда скважин. |22 |
|1.4.2.Анализ фонда ЭЦН. |22 |
|1.4.3.По подаче. |22 |
|1.4.4.По напору. |23 |
|1.5.Краткая характеристика скважин. |24 |
|1.6.Анализ неисправностей ЭЦН. |24 |
|1.7.Анализ аварийности фонда УЭЦН. |26 |
|2.ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА. |28 |
|2.1.Патентная проработка. |28 |
|2.2.Обоснование выбранного прототипа. |30 |
|2.3.Суть модернизации. |31 |
|3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ. |32 |
|3.1. Расчет ступени ЭЦН. |32 |
|3.1.1. Расчет рабочего колеса. |32 |
|3.1.2. Расчет направляющего аппарата. |35 |
|3.2.Проверочный расчет шпоночного соединения. |36 |
|3.3.Проверочный расчет шлицевого соединения. |38 |
|3.4.Расчет вала ЭЦН. |39 |
|3.5.Прочностной расчет |44 |
|3.5.1.Прочностной расчет корпуса насоса. |44 |
|3.5.2.Прочностной расчет винтов страховочной муфты. |45 |
|3.5.3.Прочностной расчет корпуса полумуфты. |45 |
|4.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ |47 |
|5.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА. |53 |
|6.Литература. |63 |
|7. Приложение 1 |64 |
|8.Приложение 2 |65 |
|9.Приложение 3 |66 |
|10.Приложение 4 |67 |
|11. Приложение 5. |68 |

ВВЕДЕНИЕ

УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Установки относятся к группе изделий II, виду I по ГОСТ 27.003-83.
Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.
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 коррозионо-активные элементы.

1.АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И КОНСТРУКЦИЙ.

1.1.Назначение и технические данные УЭЦН.

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 корозионно-износостойкости.
При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 граммлитр 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.
Условное обозначение установок:
УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,
Где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача мсут, 1200, 1100 – напор, м.в.ст.
В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп –
5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм.
Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Технические характеристики насосов типа ЭЦНМ и ЭЦНМК приведены в приложении 1.

1.1.1.Историческая справка о развитии способа добычи.

Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции.
Когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. Советские инженеры, начиная с 20-х годов, предлагали разработку поршневых насосов с поршневым пневматическим двигателем. Одним из первых такие насосы разработал М.И. Марцишевский.

Разработка скважинного насоса с пневмодвигателем была продолжена в
Азинмаше 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 насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики.
Обслуживание установок ЭЦН просто, так ака на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
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.

1.1.2.Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления
(комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной 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 НКТ. 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 (см. рисунок 1.2.)

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ 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
(лопаток), 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, расположенным 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. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.
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). Климатическое исполнение – В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. 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. (см. рисунок 1.3.)
Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.
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 наконечники.
Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.
При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1
(восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69.
Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:
Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения;
Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости.
Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.
Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
Комплектующие подъемы и оборудование установок ЭЦН приведены в приложении
2.

1.1.3.Технические характеристика ПЭД

Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа
ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм.
Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным.
Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы – его герметичность (см. рисунок 1.3).
ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.
Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку
(муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа.
Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник.
Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель.
Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций.
Каждая секция имеет такие же основные узлы. Технические характеристики ПЭД приведены в приложении 3.

1.1.4.Основные технические данные кабеля

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.
В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:
Кабель марок КПБК или КППБПС – в качестве основного кабеля.
Кабель марки КПБП (плоский)
Муфта кабельного ввода круглая или плоская.
Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони.
Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.
Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.
Кабель марки КПБК имеет:
Рабочее напряжение В – 3300
Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т – 180
Кабель марки КПБП имеет:
Рабочее напряжение, В - 2500
Допустимое давление пластовой жидкости, МПа – 19,6
Допустимый газовый фактор, м/т – 180
Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от
60 до 45 С воздуха, 90 С – пластовой жидкости.
Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.

1.2.Краткий обзор отечественных схем и установок.

1.2.1.Общие сведения

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть и газ, и механической примеси.
Установки выпускаются двух видов – модульные и немодульные; трех исполнений: обычное, коррозионостойкое и повышенной износостойкости.
Перекачиваемая среда отечественных насосов должна иметь следующие показатели:

- пластовая дикость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

- максимальная кинематическая вязкость пластовой жидкости 1 ммс;

- водородный показатель попутной воды рН 6,0-8.3;

- содержание мехпримесей для обычного и коррозионостойкого не более 0,1 гл, износостойкого не более 0.5 гл;

- содержание сероводорода для обычного и износостойкого не более 0,01 гл; корозионостойкого до 1.25 гл;

- максимальное содержание полученной воды 99%;

- свободного газа на приеме до 25%, для установок с модулями – сепараторами до 55%;

- максимальная температура добываемой продукции до 90С.
В зависимости от поперечных размеров применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов, элетродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 2 группы 5 и 5 а. С диаметрами обсадных колонн
121.7 мм; 130 мм; 144,3 мм соответственно.
Установка УЭЦ состоит из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе, наземного электрооборудования – трансформаторной комилентной подстанции.
Насосный агрегат состоит из погружного центробежного насоса и двигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на колонне НКТ. Насос погружной, трехфазный, асинхронный, маслозаполненный с ротором.
Гидрозащита состоит из протектора и компенсатора. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

1.2.2. Погружной центробежный насос.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол.
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.

1.2.3. Погружные электродвигатели

Погружные электродвигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.
Двигатели трехфазные, ассинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии. ПЭД в нормальном и коррозионном исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5, работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов.
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 С содержащей:

- мехпримесей не более 0.5 г/л;

- свободного газа не более 50%;

- сероводорода для нормальных, не более 0.01 г/л, коррозионностойких до

1,25 г/л;
Гидрозащитное давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.
Электродвигатели заполняются маслом с пробивным напряжением не менее 30 КВ.
Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателя (для двигателя с диаметром корпуса 103 мм) равна 170 С, остальных электродвигателей 160 С.
Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего, мощностью от 63 до 630 КВт) и протектора.
Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

1.2.4. Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.
Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа.
Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.
Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

1.3. Краткий обзор зарубежных схем и установок.

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются «Реда ламп», «Оил дайнемикс».
Погружные центробежные насосы применяются для добычи нефтепродуктов в ряден стран.
Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.
Рассчитаны на работу в скважинах:

- с температурой до 95С;

- содержание мехпримесей не более 0,5гл;

- сероводорода до 1,25 гл;

- свободного газа на приеме насоса до 35%.
После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита.
Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка
– гофрированный резиновый подшипник – используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника.
Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.
Опорные модули с заполненными опорными колесами и подшипниками обеспечивают осевую и радиальную поддержку насоса благодаря износостойким материалам, намного тверже песка, устойчивым к воздействию агрессивных газовых и химических сред.
Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

- две опорные ступени насоса;

- валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе;

- валы соединяются между собой с помощью зацепления;

- вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу;

- в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн) следующих типов ( таблица 1.1)

Таблица 1.1.
|Тип |Наружный |Максимальная |Номинальная|Допустимое |
|насоса |Диаметр, |мощность на |подача, |давление на |
| |(мм) |валу насоса, |м/сут |пяту, |
| | |КВт | |м.в.ст. |
|R 3 | | |30-50 |3862 |
|RC 5 | | |50-73 | |
|RA 7 | | |90-125 | |
|R 9 | | |109-133 | |
|RC 12 |101,6 |200 |133-186 | |
|R 14 | | |150-212 | |
|RA 16 | | |186-239 | |
|RA 22 | | |239-311 | |
|R 32 | | |311-437 |2652 |
|R 38 | | |437-570 |1676 |

Двигатель фирмы отличается конструкцией – число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки. В общем. Технические характеристики у двигателей фирмы
ODI ниже, чем у отечественных двигателей.
Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов).
Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.
Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в приложении.
При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проблеме защиты от абразии.
1.В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях насосов 55 и 70 серий для того, чтобы исключить попадание песка в область опорной втулки.
Конструкция ступени фирмы ODI представлена на рис.1.4.

1 – балансная гидравлическая конструкция устраняет необходимость балансных отверстий;
2 - пьедестальная конструкция позволяет плавный проток жидкости в рабочее колесо;
3 – поскольку в нормальном режиме рабочее колесо давит на опору сверху, такая конструкция препятствует попаданию песка в область между втулкой рабочего о поры диффузора;
4 – две опоры с феноловыми шайбами уменьшают радиальную нагрузку и увеличивают продолжительность службы шайб.

1.4.Аанализ работы ЭЦН..

1.4.1.Анализ фонда ЭЦН по АО “Сургутнефтегаз”

Таблица 1.1.
|состо|вс|Т И П О Б О Р У Д О В А Н И Я |
|яние |ег| |
| |о | |
| | |ЭЦ|ЭЦ|ЭЦ|ЭЦН5|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|ЭЦН|Цен|OD|ВН|ЦУ|про|
| | |Н5|Н5|Н5|-125|5М-|5-2|5А-|5А-|5А-|5А-|5А-|три|I |Н |НА|чие|
| | |-2|-3|-8| |50 |50 |250|400|500|16 |25 |лиф| | |Р | |
| | |0 |0 |0 | | | | | | | | |т | | | | |
|Спуще|77|30|27|15|843 |389|360|148|73 |33 |17 |6 |105|38|42|0 |0 |
|но в |69|2 | |35| |1 | | | | | | | |7 | | | |
|скваж| | | | | | | | | | | | | | | | | |
|ину | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |68|22|25|13|768 |337|333|139|65 |31 |8 |2 |105|37|41|0 |0 |
|работ|57|1 | |72| |2 | | | | | | | |5 | | | |
|е | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|В |91|81|2 |16|75 |519|27 |9 |8 |2 |9 |4 |0 |12|1 |0 |0 |
|прост|2 | | |3 | | | | | | | | | | | | | |
|ое | | | | | | | | | | | | | | | | | |

1.4.2 Анализ фонда скважин.

1.4.3. По подаче.

За последние годы было выпущено около 1042 насосов типа ЭЦН, из них :
2,5% - ЭЦН 20
38,9% - ЭЦН 50
15,0% - ЭЦН 80
12,1% - ЭЦН 125

1,7% - ЭЦН 160
7,6% - ЭЦН 200
7,3% - ЭЦН 250
2,5% - ЭЦН 360
11,3% - ЭЦН 500

Таблица 1.2.

|Типоразмер |Фонд |Типоразмер |Фонд |
| |на 1.01.97 | |на 1.01.97 |
|ЭЦН 30 |25 |ЭЦН 200 |76 |
|ЭЦН 50 |389 |ЭЦН 250 |73 |
|ЭЦН 80 |150 |ЭЦН 360 |25 |
|ЭЦН 125 |121 |ЭЦН 500 |113 |
|ЭЦН 160 |17 |Всего |989 |

Импортного производства:

Таблица 1.3.

|Типоразмер |Фонд |Типоразмер |Фонд |
| |на 1.01.97 | |на 1.01.97 |
|R – 3 |6 |RA – 16 |1 |
|RC – 5 |9 |RA – 22 |1 |
|RA – 7 |5 |R – 32 |2 |
|R – 9 |6 |R – 32 |10 |
|RC – 12 |7 |Всего ODI |53 |
|R - 14 |6 | | |

1.4.4.По напору.

По напору насосы распределились следующим образом:
35,7% - напор 1300 метров
17,8 – напор 1200 метров напор 1400 метров напор 1700 метров напор 900 метров напор 750 метров напор 100 метров
В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30.50 кубических метров.

1.5. Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно- направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45.
Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 1200 до 1700 метров.
Динамический уровень:
-самый малый – устье;
-самый большой – > 1000 метров.
Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров.
В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.
Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 1996 год представлено в таблице 1.4.

Таблица 1.4.
|0-200 |201-400 |401-800 |801-1000 |>1000 |всего |действ. |
| | | | | | |фонд. |
|193 |152 |389 |166 |115 |1015 |1115 |
|17,3% |13,6% |34,9% |14,9% |10,3% |91,0% |100% |

1.6.Анализ неисправностей ЭЦН.

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 из-за пробоя статора нижнего или верхнего оснований, а также коррозии корпуса;
- насос выходит из строя чаще всего из-за засорения мехпримесями, быстро изнашивается вал насоса.
Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам за 1997 год представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.5.
|причины |НГДП |
|Нет подачи |200 |
|R - 0 |1020 |
|Клин |15 |
|Негерметичность НКТ |32 |
|прочие |48 |
|ВСЕГО |1315 |

Причины отказа погружных насосов выглядят следующим образом:

Таблица 1.6.
|№ |Причины отказа |1996 г. |1995 г |
|1 |Мехповреждение кабеля |71 |69 |
|2 |Засорение мехпримесями |162 |118 |
|3 |Агрессивная среда |1 |7 |
|4 |Негерметичность НКТ |14 |7 |
|5 |Несоответствие кривизны |6 |27 |
|6 |Некачественное глушение |2 |2 |
|7 |Электроснабжение |3 |6 |
|8 |Нарушение э/колонны |1 |2 |
|9 |Некачественный монтаж |29 |65 |
|10 |Полет ЭЦН |7 |1 |
|11 |Комплектация несоотв. заявке |26 |18 |
|12 |Бесконтрольная эксплуатация |39 |35 |
|13 |ГТМ |17 |4 |
|14 |Причина не выявлена НГДП |59 |53 |
|15 |Прочие |91 |- |
|Итого по вине НГДП |528 |414 |
|16 |Брак ремонта кабеля |7 |12 |
|17 |Брак ремонта ПЭД |9 |8 |
|18 |Брак ремонта гидрозащиты |1 |4 |
|19 |Брак ремонта насоса |1 |- |
|20 |Скрытый дефект оборудования |31 |13 |
|21 |Причина не установлена ЭПУ |3 |1 |
|Итого по вине ЭПУ |52 |38 |
|НДП + ЭПУ | | |
|Спорные | | |
|Заводской брак |5 |14 |
|Итого отказов |585 |466 |

Из таблицы видно, что самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН. И являющимися причинами выхода из строя можно назвать мехповреждения кабеля, засорение примесями, некачественный монтаж, а также несоответствие кривизны ствола скважины, и бесконтрольное эксплуатация. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. За 1997 год межремонтный период и наработки на отказ имеют следующие значения:

Таблица 1.7.
|Эксплуат|Действ. |Отказы |Наработк|Кол-во |МРП |Средний|Обводне|
|. |фонд | |а |ремонтов| |дебет |нность |
|фонд | | |на отказ| | | | |
|199|199|199|199|199|199|199|199|199|199|19|19|199|199|199|199|
|5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |5 |6 |95|96|5 |6 |5 |6 |
|157|143|116|111|117|131|264|266|122|122|31|31|114|122|89,|90,|
|6 |1 |8 |5 |2 |5 | | |6 |4 |0 |0 |.5 |.6 |0 |4 |

1.7.Анализ аварийного фонда по НГДУ «Лянторнефть»

В 1997 году произошло 60 полетов на 60 скважинах оборудованных установками электроцентрированных насосов. За прошедшие 5 лет наметилась тенденция увеличения количества аварий по фонду УЭЦН. В отчетном году аварийность повысилась на 16 скважин, по сравнению с аналогичным периодом
1996 года. Большая часть полетов произошли в результате расчленения фланцевых соединениях УЭЦН – 48%. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насоса – 25% и метод ПЭД и протектором гидрозащиты – 10%.
Следующая группа обрывов – обрывы по НКТ. Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно – 44% и 38%. Все остальные аварии относятся к категории частных случаев. Последняя большая группа аварий – это аварии по причине слома по телу узлов УЭЦН. По данной причине 4 полета получено в результате слома по телу корпуса секций насосов, 3 – по корпусу гидрозащиты, 1 – по телу ловильной головки. Сломы по «шейки насосов» возросли с 1 полета в 1996 г до 5 в 1997 году. Проводя анализ эксплуатации аварийного фонда скважин УЭЦН достаточно четко просматривается влияние осложняющих факторов на работу УЭЦН ставших причиной полета на этих скважинах. В первую очередь, львиная доля полетов получена на таких пластах, как А 4-5 и А 2-3, где наблюдается интенсивный вынос мехпримесей и высока степень коррозии. Высокое содержание мехпримесей в добываемой жидкости наблюдается практически по всем скважинам аварийного фонда, особенно на момент запуска и первых дней эксплуатации. Более того по ряду скважин в период работы содержание мехпримесей не только остается на одном уровне, но и увеличивается. Снижение выноса мехпримесей говорит о том, что установка начала снижать свою производительность из-за износа рабочих органов насоса.
Основными причинами аварий являются следующие факторы:
1.Повышенное содержание мехпримесей в добываемой жидкости как после ремонта, так и в процессе эксплуатации, что вызывает интенсивный износ оборудования, что в свою очередь повышает вибрационные нагрузки.
2.Некачественные крепежные материалы, применяемые при монтаже УЭЦН, которые не выдерживают вибрационные нагрузки в процессе работы. Монтаж зачастую проводится крепежными материалами не соответствующими ГОСТ.
3.Увеличение полетов 1997 году связано также низким уровнем обеспечения нефтепромысловым оборудованием, в результате чего не обновляется парк подземного оборудования.
4.Недостаточным контролем со стороны технических служб ДАОЗТ за режимом работы скважин.
5.«Спутник».
Предлагаемые меры по сокращению аварийности:
1.Повышать контроль за работой скважин, особенно по пластам А 4-5 и А
2-3. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу добываемой местности на анализ содержания мехпримесей (по пластам А 4-5 и А 2-3 2 раза в месяц), 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню.
2.Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером
НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны.
3.Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда.
4.Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта.
5.При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений.
6.Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин полетов.

Подробное распределение отказов представлено в приложении 5.

2. ПАТЕНТНАЯ ПРОРАБОТКА

2.1. Патентная проработка

1. М.М. Трусов, В.Я. Райт, и др. Авторское свидетельство № 597785, №

21, 1976 г. с.4. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано в конструкциях скважинных насосных установок, предназначенных для откачивания сред, содержащих механические примеси.
Цель изобретения - уменьшение габаритов и металлоемкости установки, а также повышение степени очистки перекачиваемой среды.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей центробежный насос, размещенный под ним электродвигатель, установленный на выходе насоса гидроэлеватор с наружным кожухом и камерой смещения и деформируемый пакер, последний расположен выше гидроэлеватора, в наружном кожухе гидроэлеватора выполнены отверстия и его камера смешения сообщена с областью всасывания насоса посредством упомянутых отверстий, а электродвигатель снабжен спиральной направляющей на его наружной поверхности.

2.О.М. Юсупов, М.Д. Валеев и др. Авторское свидетельство № 1019111,

№ 19, 1982 г., с 4. «Способ запуска центробежного насоса».

Изобретение относится к гидромашиностроению и может быть использовано при эксплуатации центробежных насосов для подъема жидкости из скважины.
Цель изобретения - упрощение технологии запуска.
Указанная цель достигается тем, что согласно способу запуска центробежного насоса, откачивающего газированную жидкость и установленного в скважине на колонне подъемных труб, подключенной в верхней части к выкидной линии и затрубному пространству скважины, включающему создание положительной разности давлений на выходе и выходе насоса, раскрутку ротора последнего в турбинном режиме жидкостью, перетекающей из затрубного пространства в колонну подъемных труб под действием созданной разности давлений, и включение электродвигателя насоса, предварительно отключают колонну труб от выкидной линии и затрубного пространства, а создание положительной разности давлений осуществляют путем выпуска газа на верхней части колонны труб.

3. Ю.Г.Вагапов, А.А.Ланкин и др. Авторское свидетельство № 808698,

№ 8, 1981 г., с.4. «Погружной электроцентробежный агрегат».

Изобретение относится к насосостроению и может найти применение в погружных электроцентробежных насосах, предназначенных, например, для добычи нефти из скважин.
Цель изобретения – обеспечение возможности обратной прокачки жидкости через насос и измерения давления на приеме насоса.
Указанная цель достигается тем, что насос дополнительно содержит муфту, закрепленную над обратным клапаном, в которой размещен специальный груз со штоком в нижней части, проходящим через отверстие седла клапана, причем груз имеет сквозное отверстие.

4. Л.А.Чернобай, А.М. Романов и др. Авторское свидетельство №

1028893, № 26, 1981 г., с 4. «Погружной центробежный насосный агрегат».

Изобретение относится к гидромашиностроению, более конкретно к конструкциям насосных установок для подъема минерализованных жидкостей, например обводненной нефти, из скважины.
Цель изобретения – повышение долговечности при использовании агрегата для перекачивания обводненной нефти.
Поставленная цель достигается тем, что в погружном центробежным агрегате излучатель снабжен расположенным по обе стороны от него кольцевыми камерами, сообщенными с отверстиями.

5. С.А. Войтко, А.А. Гунин и др. Авторское свидетельство № 1083696,

1981 г., с.3. «Скважинная насосная установка».

Изобретение относится к области гидромашиностроения и может быть использовано в конструкциях насосных установок, предназначенных для откачивания жидкости с механическими примесями из скважин.
Цель изобретения – в повышении надежности и уменьшения габаритов установки.
Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей установленный на колонне подъемных труб насос, размещенный на выходе последнего пескоотстойник, снабженный в нижней части нормально открытым клапаном, и обводную трубу, нижний конец которой непосредственно сообщен с выходом насоса, а верхний через обратный клапан – с полостью колонны труб, обводная труба расположена внутри пескоотстойника, а нормально открытый клапан выполнен подпружиненным и имеет внутреннюю полость, уплотненную относительно полости колонны труб и гидравлически связанную с выходом.

2.2.Обоснование выбранного прототипа.

Большое значение имеют погружные центробежные насосы для нефтедобывающей промышленности. Скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного для промыслов спуска НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста и занимает по нормам не более 2-3 часов.
Характерной особенностью погружных центробежных насоса является простота обслуживания, экономичность, относительно большой межремонтный период их работы.
Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса, двигателя и гидрозащиты спущен на колонне НКТ в скважину. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель в сборе, обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и колоне НКТ хомутами. Насос погружной, центробежный, модульный, многоступенчатый, вертикального исполнения.
Базовой моделью для моего усовершенствования является УЭЦН 5 50-1300, так как на основании проведенного анализа полетов УЭЦНМ в АО «Сургутнефтегаз» видно, что влияние вибрации в модульных насоса ЭЦН приводит к обрыву болтов во фланцевых соединениях, не только самого верхнего, но и ниже. На основании этого предлагается конструкция противополетного устройства, устанавливаемого на каждое фланцевое соединение насосного агрегата, описанное далее.

2.3.Суть модернизации.

Страховочные муфты предназначены для предотвращения падения установок в скважину при ее расчленении по фланцевому соединению.
Устанавливаются страховочные муфты между модуль-секциями насоса (кроме соединения входной модуль – модель-секция) и между модуль-головкой и модуль секцией. Если применяется противополетная головка.
Монтаж-демонтаж установок производится согласно «Инструкции по монтажу- демонтажу на устье скважин погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти» со следующими дополнениями.
После соединения верхней и нижней секций, приподнять агрегат и установить на фланцевом соединении страховочную муфту в следующей последовательности:
1.Вывинтить стягивающие винты из корпуса муфты для рассоединения двух частей.
2.Установить обе части муфты на фланцевое соединение винтами вниз так, чтобы срезанная плоскими часть муфты находилась под кабелем.
3.Соединить часть муфты винтами при помощи шестигранного ключа, и расклинить винты со стороны разрезанной части, для предотвращения самопроизвольного развинчивания.
Аналогично установить муфту при наличии многосекционного насоса между всеми модулями.
Демонтаж муфты осуществить следующим образом:
1.Сжать плоскогубцами расклиненные концы винтов.
2.Вывинтить винты из корпуса страховочные муфты, разъединить части муфты и снять их.

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1.Расчет ступени ЭЦН

3.1.1.Расчет рабочего колеса.

При расчете ступени погружного центробежного насоса всегда известны подача и напор насоса, скорость вращения вала и диаметр обсадной колонны скважины для работы в которой предназначен насос. (1)
Подача, Q – 30 мсут.
Напор, H – 1300 м.
Частота вращения вала, n – 3000 обмин.
Внутренний диаметр корпуса насоса, d – 82 мм.
Внутренний диаметр корпуса ступени, d – 76,5 мм.
После того, как установлен внутренний диаметр ступени, можно приступать непосредственно к расчету проточной части рабочего колеса и других размеров.
Для этого необходимо выполнить следующее: а) Определить наибольший внешний диаметр рабочего колеса D max

D2max=Dвн.–25,

(3.1.) где, S – радиальный зазор между внутренней стеной корпуса ступени

D вн. и наибольшим диаметром рабочего колеса D max.
Этот зазор выбираем в пределах S=2-3 мм б) Определим приведенную подачу рассчитываемой ступени:

Qприв.=2800( 90 )3 Q,

(3.2) n D2max где, 2800 – приведенная скорость вращения единичного насоса в обмин.

90 – наибольший внешний диаметр рабочего колеса единичного насоса в мм. n – число оборотов вала, обмин.

Q – рассчитываемая подача, лс. в) Определяем диаметр втулки при входе в рабочее колесо:

Dвт.=Кdвт*D2max,

(3.3) где, K d вт – коэффициент, соответствующий полученному значению

Q прив, 0,31.
После определения диаметра втулки необходимо проверить возможность размещения вала насоса.

При этом должно быть соблюдено условие:

D = d + 2 ? вт., где, D вт – диаметр втулки, мм;

D в – диаметр вала насоса, мм;

?вт. – толщина ступени втулки (для погружных центробежных насосов с диаметром корпуса 92-150, можно принять Sвт=2-4 мм); г) Определяем наибольший диаметр входных кромок лопастей D1 max по уравнению:

D1max=D2max

KD1max (3.4)

где, КD1 max – коэффициент, определенный для Q прив, 2,3; в) Определяем диаметр входа D в рабочее колесо:

D0=КD0*D1max,

(3.5)
К – коэффициент диаметра входа в рабочее колесо для данного

Qприв, 0,96; е) Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей рабочего колеса
D2 min:

D2min=?D2вн.ст.–1*(D2max)2*Fприв

0,78590

(3.6) где, Fприв – приведенная площадь без лопаточного кольца между стенкой

корпуса ступени Dвн.ст. и ободом верхнего диска рабочего колеса

D2 min. Находят для Q Fприв = 1600 мм. ж) Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей D1min:

D1min= D2max

KD1min

(3.7.) где, KDmin – коэффициент определяемый для Qприв. з) Определяем высоту канала b на выходе из рабочего колеса. в=Кb2*D2max,

(3.8) где, Кb2 – коэффициент, определяемый для Q, 0,016; и) Определяем высоту канала b1 на входе в рабочее колесо. b1=Kb1*D2max,

(3.9)
Кb1 – коэффициент, определяемый для Q, 0,036; к) Напор ступени определяют по коэффициенту окружной скорости
Кv2окр., пользуясь уравнением:

Kv2окр.=V2окр.max

(3.10)

60?2gH где, V2окр. – окружная скорость на диаметре D2max рабочего колеса;

Кv2окр.= ?D2ср.*n

60?2gH

(3.11) где, K v2окр. – коэффициент окружной скорости, Кv2окр. = 1,33;

D2ср. – внешний диаметр рабочего колеса, мм; п – число оборотов вала, об/мин; g – ускорение свободного падения, м/с; л) Определяем коэффициент быстроходности ступени; м) Определяем конструктивные углы ?1 и ?2 от быстроходности ступени.

Расчет колеса: а) D2max=Dвн.ст. – 2S

В2max=76,5-2*2

D=72,5 мм; б)Qприв = 2800 (90 )3 *Q; n D2max

Qприв = 2800 ( 90 )3 * 0,347;

3000 72,5

Qприв=0,6196 лс; в) d вт.=Кdвт*D2max dвт=0,31*72,5 dвт=22,475 мм; dвт=dв + 2?вт. dвт=17+2*2/5 dвт= 22 мм; г)D1max= D2max

KD1max

D1max=72,5

2,3

D=31,52 мм; д) D0=К0*D1max;

D0=0,96*31,52;

D0=30,26 мм; е) D2min=?D2 вн.ст. - 1 (D2max)2 *Fприв.

0,785 90

D2min=?76,52 – 1 (72,5)2 *1600

0,785 90

D2min=67,3 мм; ж) D1min= D2max

KD1min

D1min= 72,5

2,2

D1min=32,95 мм; з) b2=Кb2 * D2max; b2=0,016*72,5 b2=1,16 мм; и) b1=Кb1*D2max b1=0,036*7,25=2,61 мм; к) Н=(?Dср.* Н)2 * 1

60*КН2 2g

Н=(3,14*0,0725*3000) * 1

60*1,33 2*9,81

Н=3,73 м; л) Hs=60; м) ?1=27;

?2=53;

3.1.2. Расчет направляющего аппарата.

Осевой направляющий аппарат ступени погружного центробежного насоса рассчитывают следующим образом: а) Определяем приведенную подачу и по ней определим приведенную, а затем действительную высоту рассчитываемой ступени: lприв=22; l=lприв.*D2max

(3.12)

90 б) Определяем высоту междулопаточных каналов: b3пр.=90*b3

(3.13)

D2max где, b3пр.- приведенная высота от приведенной подачи, 3.3; b3пр.= b3прив.* D2max

90 в) Находим диаметр диафрагмы D направляющего аппарата:

F”прив.=0,7859(D2вн.ст.-D2)*(90)2

(3.14)

D2max где, F”прив-приведенная площадь кольца внутренней стенкой корпуса ступени и диаметром ступени, 800;

D3=?D2 вн.ст. – F’’прив. * (D2max)2

0,785
90
Расчет направляющего аппарата: а) l=l прив. * D2max

90 l=22*72,5

90 l=17,7 мм; б) b3=b3прив.*D2max

90 b3=3,3 * 72,5

90 b3=2,66 мм; в) D3=?D2 вн.ст. – F’’ (D2max)2

0,785 90

D3=?76,52 – 800 (72,5)2

0,785 90

D3=72,04 мм;

КПД ступени 0,38

3.2.Проверочный расчет шпоночного соединения.

Шпоночное соединение проверяется по боковым граням шпонки под действием окружного усилия, передаваемого рабочему колесу:

?=2Mр.к.D(h-t)*l

(3.15) где, Мр.к. – момент передаваемый рабочему колесу.

D – диаметр вала; t - глубина паза по валу; l - длина посадочной части рабочего колеса; h – высота шпонки.

Момент, передаваемый рабочему колесу определяется из мощности передаваемой двигателем насосу. Мощность двигателя выбирают по основным параметрам насоса. К основным параметрам относятся подача, напор, КПД. Для определения напора необходимо определить количество ступеней находящихся в насосе. Количество ступеней можно определить следующим образом. Существует
5 видов секций отличающихся длиной, в зависимости от длины в каждой секции располагаются различное число ступеней. Для расчета возьмем следующий насоса: ЭЦН М-5-50-1300 состоящий из 2-х секций № 2 и № 5, в некоторых расположено 264 ступени, в секции № 2 расположено 73 ступени, а в секции №
5 расположено 192 ступени. Длина одной ступени ЭЦН 50 - 24 мм. Ступени насоса в секциях располагаются в пределах:

L=n*l

(3.16) где, n – число ступеней; l - длина одной ступени;

L = (72*24) + (192*24)

L = 1728 + 4608

L = 6336 мм
Длина одной ступени ЭЦН – 30 равна 17,5 мм, в секциях расположится: nр=L

(3.17) lp где, np – число ступеней, рассчитываемого насоса в двух секциях; lp – длина одной ступени ЭЦН – 30.

np=6336

17,5 np=362 ступени
Значит в секции № 2 расположится 99 ступеней, а в секции № 5 расположится
263 ступени. Напор одной ступени равен 3,73 м. Общий напор равен произведению количества ступеней на напор одной ступени:

H=N*h

(3.18) где, h-напор одной ступени

H=362*3,73

H=1350,26 м

H=1350 м.
Гидравлическая мощность насоса равна:

Nг=Q*H*j

(3.19)

102 *? где, Q – подача насосной установки;

H – напор насоса j-относительный удельный вес жидкости

?-КПД насоса;
Q = 30 м3 /сут =3,5*10-4 м3 /с
Н = 1350 м j=1900 кг/м3
?=0,43
Nг=3,5*10-4 *1350*1300

102*0,43
Nг =15 КВт
Мощность двигателя должна быть:
Nд ? 1,05 Nг,

(3.20) где Nд – мощность двигателя;
Nг – гидравлическая мощность насоса;
Nд = 1,05*15
Nд=15,8 КВт
По (1) подбираем двигатель, соответствующий условию отраженному в формуле
(3.20):
Двигатель ЭД 20-103
Мощность двигателя Nд=20 КВт.
Момент, передаваемый на рабочее колесо:

Мр.к.=Nдв.

(3.21)

Nz*n где, Nдв. – мощность подобранного двигателя;

Nz – число рабочих колес, установленных в насосе; n – число оборотов вала насоса;

Nz =362 ступени n=2840 об/мин=47,33 об/сек
Мр.к. = 20*103

362*47,33
Мр.к.=1,17 Вт.
Расчет шпонки на смятие производится по формуле (3.15):
?см.= 2Мр.к.

D (h-t)*l
Мр.к.=1,17 Вт.
D=17мм=0,017 м l=10мм=0,01 м h=1,6мм=0,0016 м t=0,8мм=0,0008 м
?см= 2*1,17

0,017(0,0016-0,0008)*0,01
?см.=17205881 Н/м2
?см.=17,2 Мпа
Шпонка представляет собой кружок твердый, вытянутый, изготовленный из латуни марки П63. Сопротивление латуни этой марки разрыву:
?в=75-95 кгс/мм2
?в=750-950 МПа
Сопротивление смятию находится в пределах Ѕ ?в, запас прочности на смятие нас удовлетворяет.

3.3.Проверочный расчет шлицевого соединения.

Шлицевое соединение проверяется на смятие по формуле:

?см.=Т

(3.22)

0,75z Асм*Rср. где, Т – передаваемый вращаемый момент; z - число шлицев;

Ам – расчетная поверхность смятия;

Rср. – средний радиус шлицевого соединения.
Средний радиус шлицевого соединения определяется как:

Rср.=0,25 (D+d)

(3.23) где, d-диаметр впадин шлицев, ;

D-максимальный диаметр шлицев;
D=0,017 м d=0,0137 м
Rср.=0,25 (0,017+0,137)
Rср.=0,007675 м
Расчетная поверхность смятия равна:

Асм.=(D-d-2f)*l

(3.24)

2

где, f-фаска на шлицах; l-длина контактирующей поверхности шлицевого соединения; f=0,003 м l=0,04 м
Асм.= (0,017-0,0137 – 2*0,0003)*0,04

2
Асм.=0,000042 м2

Т=Nдв

(3.25) n где, Nдв.- мощность двигателя; n - число оборотов вала;
Nдв.=20 КВт=20000Вт n=2840 об/мин=47,33 об/сек
Т=20000

47,33
Т=422,6 Н*м

?см.= 422,6

0,75*6*0,000042**0,007675

?см=291308000 Н/м
?см=291,308 Мпа.
Вал насоса изготовлен из высоколегированной стали.
[?см]вала=500-1100 МПа.
Следовательно, шлицевое соединение, рассчитанное нами и проверенное на смятие удовлетворяет нашему насосу.

3.4.Расчет вала ЭЦН

Различают валы прямые, коленчатые и гибкие. Наибольшее распространение имеют прямые валы. Коленчатые валы применяют в поршневых машинах. Гибкие валы допускают передачу вращения при больших перегибах. По конструкции различают валы и оси гладкие, фанонные или ступенчатые, а так же сплошные и полые. Образование ступеней на валу связано с закреплением деталей или самого вала в осевом направлении, а также с возможностью монтажа детали при подсадках с натягом. Полые валы изготавливают для уменьшения массы или в тех случаях, когда через вал пропускают другую деталь, подводят масло и пр.
Прямые валы изготавливают преимущественно из углеродных и легированных сталей.
Валы рассчитывают на прочность.

Расчет вала на прочность.

Во время работы вал насоса подвергается воздействию крутящего момента, осевой сжимающей нагрузки на верхний торец вала и радиальной нагрузки.
Радиальная нагрузка на вал вызывается насосным расположением валов секций насоса и протектора и возможность неточного изготовления шлицевого соединения.
Предварительно оценивают средний диаметр вала по внутреннему диаметру шлицев d концентрационных напряжений и изгиба вала:

?кр=Mкр.max=Mкр.max

(3.26)

Wр=0,2*d3 вн. где, dвн.=Мкр.max

(3.27)

0,2*?кр
Максимальный крутящий момент:

Мкрmax=Nmax

(3.28) w где, N max– приводная мощность двигателя, 13 т; w= ?*n - угловая скорость, сек;

30 п-частота вращения электродвигателя, об/мин.
Напряжение на кручение определяем по пределу текучести материала ?т.
Допустимое касательное напряжение при кручении принимаем с коэффициентом запаса прочности ?=1,5;
?=[?]= ?т = ?т (3.18)

? 2?
Для вала насоса ЭЦН берем сталь 40ХН с пределом текучести ?=750 Мпа.
Насосное соединение валов и некомпенсированные зазоры создают радиальную нагрузку в 60-130 кг.с, действующую на шлицевой конец вала насоса.
Радиальная нагрузка Р, находится по формуле:

Р1=K[3E*J*?у]

(3.29)

C3 где, К – коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров и равный 0,45-0,85;

Е – модуль упругости материала вала, Па.

J – момент инерции вала, принимаемый с учетом тела втулки. М;

?у – стрела прогиба шлицевого конца вала, вызванная неспособнос-

тью в сочленении насоса и протектора, принимается равным 25*10 м;

С – расстояние от центра подшипника до середины муфты, м;
Момент инерции вала:

J=?*d4вн.*а*(D-dвн.)*(D+dвн.)*z

(3.30)

64

где, а – ширина шлицы, м;

D – наружный диаметр шлицев, м; z – число шлицев.
Радиальная нагрузка на вал Р2, зависящая от неравномерной передачи крутящего момента шлицами малы и ею можно пренебречь.
Пять работающих шлицев дают нагрузку, равную 0,2*Р, где

Рокр.=2*Мкр.max

(3.31) dср. где, D – средний диаметр шлицев.

Р2=0,2*Рокр.

(3.32)
Изгибающий момент на шлицевом конце вала:

Мизгб.max=(Р1+Р2)*b

(3.33) где, b-расстояние от середины муфты или от точки приложения силы Р до проточки под стопорное кольцо, м.
Мизг.max.=(Р1-Р2)*b.
Зная момент изгиба и момент кручения, можно определить напряжение изгиба и кручения в опасном сечении вала (под проточку на стопорное кольцо).

?изг.max=Мизг.max

(3.34)

Wx

Wх=?*d4кр.

(3.35)

32*D где, Wх- момент сопротивления в месте проточки под стопорное кольцо, м; dкр.-диаметр вала в месте проточки под стопорное кольцо, м;

?изгб.min=Мизг.min

(3.36)

Wx
Напряжение кручения

?кр.=Мкр.max

(3.37)

Wp
Wр=2*Wx – полярный момент сопротивления вала в месте проточки под стопорное кольцо;
Эквивалентное напряжение находим по четвертной прочности:

?экв.=??2изг.max+3?2

(3.38)
По этой величине и пределу текучести материала вала устанавливается запас прочности с учетом статистических нагрузок: п=?т?1,3

(3.39)

?экв

Исходные данные:
Приводная мощность двигателя N = 2000Вт. Частота оборотов двигателя п=2840 об/мин. Предел текучести материала вала ?=750 МПа. Модуль упругости материала вала У=20*10 МПа. По данной методике произведем расчет с цифровыми значениями:

Момент инерции вала:
J= ?*d4вн.+ а (D-dвн) * (D +dвн)2*z

64
J= 3,14*0,0124 + 0,0035 (0,017 – 0,012)*(0,017+0,012) 2*6

64
J=2,3*10-10 м;

Нагрузка создаваемая работающими шлицами:
Р2=0,2*Рокр.
Р2=0,2* Mкр.max dср
Р2=0,2 * 2*67,28

0,0155
Р2= 1736,2584.

Максимальный изгибающий момент в месте проточки под стопорное кольцо:
Мизг.max= (Р1+Р2)*b
Мизг.max=(258,957+1736,258)*0,035
Мизг.max=69,83 Н*м.

Минимальный изгибающий момент в этом сечении:
Мизг.min=(Р1-Р2)*b
Мизг.min=(258,957-1736,258)*0,035
Мизг.min=51,74 Н*м;

Напряжение изгиба в опасном сечении:
?изг.max=Мизг.max

Wx где, W= ?*d4кр

32*D
W=3,14*0,01574

32*0,017
W=3,51*10-7 м3;

Это мы нашли осевой момент сопротивления вала:

?изг.max.= 69,83

3,51*10-7
?изг.max =198,945Мпа

Минимальное напряжение изгиба
?изг.min.= 51,71

3,51*10-7
?изг.min.= 147,321 МПа

Напряжение кручения:
?кр=Мкр.max

Wp где, Wр=2*Wх
Wр=2*3,51*10-7
Wр=7,02*10-7 м

Это мы нашли полярный момент сопротивления вала

?кр.= 67,28

7,02*10-7
?кр.=96,114 Мпа;
Эквивалентное напряжение:
?экв=??2 изг.max + ?кр2
?экв=?198,9452+3*96,1142
?экв.=259,409 Мпа;
Запас прочности по пределу текучести: п= ?т ? 1,3

?экв п= 750

259,409 п=2,8;
Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40 ХН диаметром 17 мм со шлицем и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает заданные нагрузки с коэффициентом запаса прочности п=2,8, который удовлетворяет условию
2,8>[1,4].

3.5.Прочностной расчет

3.5.1.Прочностной расчет корпуса насоса

Корпусы погружных центробежных насосов изготавливают из трубных заготовок точением или из холодных комбинированных труб повышенной точности длиной 2100, 3600 и 5000 мм.
Корпус насоса будет рассчитываться в следующей последовательности.
1.Выбираем наружный диаметр и внутренний корпуса насоса.
Dвн.=0,092 м, Dвн=0,08 м
2.Определяем предварительную затяжку пакета ступеней с учетом коэффициента запаса плотности верхнего стыка по формуле:
T=?К?gНrвн.[1-Eк-Fк/2 (ЕкFк+Ена Fна)]

(3.40) где К – коэффициент запаса плотности стыка;

К=1,4

? - плотность воды;

?=1000м/кг g – ускорение свободного падения; g = 9,8 м/с

H- максимальный напор насоса;

Н =1300 м r - внутренний радиус расточки корпуса насоса; r=0,04 м

Ек- модуль упругости материала корпуса насоса;

Ек=0,1х10 6Мпа

Fк – площадь поперечного сечения корпуса насоса;

Fк=1,62х10 -3 м 2

Ена- модуль упругости материала направляющего аппарата;

Ена=1,45х10 5МПа

Fна – площадь поперечного сечения направляяющего аппарата;

Fна=6,08х10-4 м2
Т=3,14х1,4х1000х9,81х1160х0,042 [1-2,1х106 х1,62[10-3 /2(2,1х106 х1,62х10-
3 +1,45х105 х6,08х10-4 ) ]=48256Н
3.Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса по выражению:
Q=Т+?gНrвн 2 EкFк/2(ЕкFк+ЕнаFна)+G + ?К?gНrвн

(3.41) где Т – предварительная затяжка пакета ступеней, определенная по формуле

(3.40)

Т=48256Н

G – масса погружного агрегата;

G =20505 Н;

Hmax - максимальный напор насоса;

Нmax =3500 м

Q = 268519Н
4.Вычисляем осевое напряжение в опасных сечениях корпуса по формуле

?=Q/Fк

(3.42) где Q – общее усилие, действующее вдоль корпуса насоса, определенное по

выражению (3.41)

Q=268591 Н

Fк – площадь ослабленного сечения корпуса по наружному диаметру

трубы;

Fк =1,24х10-3 м2

?z=268519/1,24х10-3=220МПа

5.Определяем тангенциальное напряжение в опасных сечения, по выражению:

?=pgHmaxrвн/S-MT/F’

(3.43) где S – толщина корпуса в опасном сечении;

S=0,009 м

M – коэффициент Пуассона;

M=0,28

?т=142 МПа

3.5.2.Прочностной расчет винтов страховочной муфты.

Расчет винтов на срез произведем по формуле:

??[?]

(3.44) где ? – напряжение среза действующее на винты страховочной муфты;

[?] – допускаемое напряжение среза.
Допускаемое напряжение среза определяется по формуле:
[?]=0,4?т где ?т – предел текучести материала винта, для стали 35 из которой изготовлены винты

?т=360МПА.
[?]=0,4х360=144МПа
Напряжение среза действующее на винты определяем по формуле

?=4S/пdхz

(3.45) где S – сила среза действующая на винты; d – внутренний диаметр резьбы; d=0,0085 м; z –количество винтов, z=2;
Находим силу среза по выражению

S=mхg

(3.46) где m – масса насосного агрегата m=709 кг g – ускорение свободного падения; g =9,8 м/с

S=709х9,81=6955,29 кгм/с2 =6955,29 Н
Определяем напряжение среза, действующее на винты страховочной муфты по формуле (3.45)
?=6955,29х4/3,14х0,00855 х2=61285468 Па=61,29 МПа.
Прочностной рачсет винтов на срез является допустимой, так как 61,29