КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по теме: «ПУТИУСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК»
Введение
Мировыезапасы высоковязких нефтей и природных битумов огромны и по оценкам рядаспециалистов превышают запасы легких нефтей. Ведущее место по добычивысоковязких нефтей и природных битумов занимают Венесуэлла, США, Канада. Более90% мировой добычи высоковязких нефтей и природных битумов приходится наскважинные методы, из них более 80% добываются механизированными способами наестественном режиме работы пластов, чему способствуют сравнительно высокиепластовые давления и температуры на глубине залегания основных разрабатываемыхза рубежом скважинными методами месторождений.
Естественныйрежим работы пластов является, как правило, стадией, предшествующей разработкеместорождений с применением термических методов воздействия на продуктивныйпласты. Среди термических методов наибольшее распространение получилопаротепловое воздействие (циклическое и площадное). Доля высоковязких нефтей иприродных битумов, добываемых с применением внутрипластового горения весьмамала. Одной из основных причин этого является недостаточное научное обеспечениеметода, сложность прогнозирования и управления процессом.
Условиязалегания природных битумов в нашей стране и в частности на территории Татарстанаотличаются сравнительно малыми глубинами, низкими величинами пластовых давленийи температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, сравнительномалыми мощностями битумонасыщенных пластов, сильной неоднородностьюбитумонасыщен-ности по толще пласта, слабой сцементированностью песчаныхколлекторов, близким расположением и сильным влиянием водоносных горизонтов,содержащих питьевые воды и т.п. В этих условиях притоки вязкого битума вскважины на естественном режиме работы пласта весьма малы и целесообразностьестественного режима как самостоятельной стадии разработки сомнительна.Экономический анализ показывает, что битумная отрасль промышленности может бытьрентабельной только при условии комплексной переработки и использованиябитумного сырья. С этой точки зрения является нежелательным применение приразработки месторождений природных битумов таких методов, как внутрипластовоегорение или низкотемпературное окисление, поскольку эти методы приводят кухудшению ценности сырья. Паротепловое воздействие на пласт не исключаетнеобходимости отбора продукции и из скважин, временно неохваченных воздействиемили охваченных им в недостаточной мере. Сказанное обуславливает необходимостьизучения и создания технических средств подъема продукции битумных скважин,которые имели бы достаточно широкий диапазон применения по вязкости продукции иобеспечивали эксплуатацию скважин при применении паротеплового воздействия напласт.
Одним изтаких технических средств используемой сегодня в нефтяной промышленности являютсяодновинтовые насосы (ОВН), именуемые в зарубежной литературе Moineau pumps илиProgressive cavity pumps (PCP). Простота конструкции и уникальныехарактеристики ОВН позволяют эффективно использовать их в различныхтехнологических процессах. В настоящее время во всем мире наблюдается пикинтереса к одновинтовым гидромашинам и по мнению экспертов в дальнейшем областьприменения ОВН и технологий с их использованиембудет расширяться.
Краткий обзор и анализсуществующего оборудования
Попринципу действия ОВН относятся к объемным роторным гидромашинам. Предложенный75 лет назад французским инженером Муано (R. Moineau) новый принципгидравлической машины, названный «капсулизмом», позволил исключить клапапанныеи золотниковые распределители.
Рабочиморганом (РО) одновинтовой гидромашины является винтовой героторный механизм – зубчатаякосозубая пара внутреннего циклоидального зацепления (рис. 1), состоящая из z2-заходного металлического ротора и z1-заходного эластичного статора (z1=z2+1). Исполнениевинтовых поверхностей ротора и статора с шагами, пропорциональными отношениючисел их зубьев, позволяет создать изолированные камеры (шлюзы), разобщенные отобластей высокого и низкого давлений. В насосах среднего и высокого давления РОвыполняются многошаговыми, отношение их длины к диаметру не менее 10.
/>
Осиротора и статора смещены на расстояние эксцентриситета е=1…10 мм. Ротор,обкатываясь по зубьям статора, совершает планетарное движение: при поворотеротора на угол j относительно неподвижной системы координат (абсолютноедвижение) его ось поворачивается по круговой траектории с радиусом е впротивоположном направлении (переносное движение) на угол π= – 2π.
Незакрепленностьротора в радиальном направлении и эластичность одного из элементов РОопределяют особое место одновинтовых гидромашин в ряду объемных машин. Ихнапорные характеристики (в т.ч. предельное давление) в решающей степени зависятот утечек жидкости из напорной магистрали во всасывающую через образующийся придеформации статора односторонний зазор по длине контактных линий. В этой связилиния Q-P ОВН не является жесткой и заметно отличается от напорныххарактеристик других объемных насосов. Отличительным параметром ОВН, во многомопределяющим их характеристики, является кинематическое отношение РО: i=z2: z1.
Современи первых насосов Муано в отечественных и зарубежных ОВН в основномиспользуются РО с кинематическим отношением 1:2.
Преимуществаминасосов с однозаходнымротором круглого сечения являются:
· относительнопростая технология изготовления ротора;
· пониженнаявибрация вследствие минимальной переносной угловой скорости ротора;
· повышеннаядопустимая частота вращения (несущественно ограниченная инерционной силой), чтоупрощает компоновку привода насоса;
· минимальнаяскорость жидкости в каналах РО, что уменьшает их гидроабразивный износ;
· оптимальнаякривизна винтовых поверхностей РО, что обеспечивает минимальные контактныенапряжения.
Основнойнедостаток насосов с однозаходным ротором – необходимость существенногоудлинения РО для обеспечения высокого давления при пониженной частоте вращенияn (500 об./мин. и ниже).
Новыеэксплуатационные возможности ОВН открылись при использовании многозаходных РО(z2 > 2). Впервые развернутое обоснованиецелесообразности применения многозаходных винтовых пар в качестве РО насосабыло выполнено в 1979 г. Дальнейшие теоретические и экспериментальныеисследования подтвердили возможность расширения области применения ОВН прикомплектовании их многозаходными РО.
МногозаходныеОВН при прочих равных условиях имеют ряд преимуществ, обусловленных кратностьюдействия и повышенным числом контактных линий, отделяющих вход и выходгидромашины. В частности:
/>
· увеличенныйрабочий объем, позволяющий повысить подачу Q при одинаковой частоте вращения инаружном диаметре насоса, (рис. 2а);
· уменьшенныйосевой габарит L (до 1–1,5 м) при одинаковых давлениях P (рис. 2б);
· увеличенноедавление при одинаковых осевых габаритах и натягах в паре;
· возможностьподдержания высоких давлений при пониженной частоте вращения (до 50–100об./мин.) без увеличения осевых габаритов.
Вкачестве основного критерия эффективности использования ОВН можно принятьполезную гидравлическую мощность Nп=PQ, зависящуюот напорной характеристики насоса (рис. 3). Давление, соответствующее максимумуNп (экстремальный режим), как правило,ограничивает рабочую зону насоса.
В теории рабочего процесса ОВН принимается гипотеза равномерногонарастания давления по длине РО с постоянным межвитковым перепадом давления
ПроектированиеРО (выбор кинематического отношения, длины и диаметра) ведется по допускаемомумежвитковому перепаду давления [Рк], зависящему,как и объемный КПД насоса, от геометрических параметров РО, натяга в паре,физических свойств материалов РО и жидкости, а также частоты вращения ротора(приводного вала). При расчетах принимают [Рк] =0,2–0,5 МПа, причем пониженные значения перепадов относятся к режимам низкихчастот вращения.
Этитеоретические выводы нашли подтверждение при сравнительных испытаниях насосов сразличным кинематическим отношением РО (рис. 4) на стенде РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.Сравнение характеристик насосов с многозаходными и традиционными РО приодинаковом контурном диаметре Dк (диаметре впадинстатора); натяге в паре, числе шагов и частоте вращения продемонстрировалосущественное влияние кинематического отношения на основные техническиепоказатели насосов.
МногозаходныеОВН обладают повышенной подачей и давлением. Давление насоса с традиционнымиРО, который в силу своих конструктивных особенностей является быстроходнойгидромашиной, при пониженных частотах вращения в большей степени ограниченоутечками в паре ротор-статор. Поэтому зарубежные фирмы-производителивысоконапорных насосов для формирования удовлетворительной характеристики Q-Pвынуждены применять сверхъудлиненные пары (до 15 м), тем самым обеспечиваянеобходимое число шагов и межвитковый перепад давления Pк.
Наибольшеераспространение в последние годы ОВН получили в нефтяной промышленности. Этообъясняется, в частности, тем, что ОВН является практически единственным типомроторных насосов, способным перекачивать жидкости широкого диапазонафизико-химических свойств, в т.ч. вязкие, содержащие газ, механические примесии не обладающие смазывающими способностями.
Этодостигается самим принципом действия и конструкцией РО (наличием эластичнойобкладки статора и износостойкого ротора). Для ОВН также характерна равномерностьподачи, возможность изменения направления потока путем реверсированияприводного вала, высокая всасывающая способность, относительно высокий КПД.
Указанные особенности предопределили место ОВН в парке нефтепромысловойнасосной техники.
Винтовые насосы с погружнымэлектроприводом
Даннаяконструкция открыла дорогу одновинтовым гидромашинам в нефтяную промышленность.
Опытэксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовыенасосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычивысоковязкой нефти, а в определенных осложненных условиях выбор ОВН являетсяпрактически единственным возможным вариантом.
Врезультате многолетних НИОКР в 60–70-е годы в Особом конструкторским бюро побесштанговым насосам (ОКБ БН) была разработана схема сдвоенного гидравлическиуравновешанного одновинтового электронасоса. По этой схеме ОАО «Ливгидромаш»в течение 20 лет выпускает насосы серии ЭВН.
Погружнойнасосный агрегат состоит из трех основных частей: маслонаполненногоэлектродвигателя, гидрозащиты и собственно насоса. В насосную секцию (рис. 5) входят:приводной вал с сальником, графитовая осевая пята и две рабочих пары с нарезкойвинтовых поверхностей разного направления, роторы которых соединены между собойи с приводным валом при помощи шарнирных муфт. В комплект насоса также включеныпусковая обгонная муфта, многофункциональный клапан, предохраняющий насос отпопадания в режимы повышенного давления и недостаточной подачи, а такжепрепятствующий обратному перетоку жидкости через РО при остановках насоса.Подвод пластовой жидкости через фильтры к РО осуществляется параллельно спротивоположных торцов насоса, так что движение жидкости по каналам РОпроисходит навстречу друг другу, а осевые усилия в верхней и нижней пареуравновешиваются. В напорной камере, расположенной между рабочими парами,потоки смешиваются и по зазору между внутренней поверхностью корпуса насоса инаружной поверхностью верхнего статора поступают в НКТ. Основное преимуществотакой схемы – повышенная надежность вследствие практически полной разгрузкиосевой опоры насоса.
Насосы серии ЭВН предназначены для добычи нефти преимущественноповышенной вязкости (до 10 Ст) с содержанием механических примесей до 0,8 г/л исвободного газа до 50% на приеме насоса.
В настоящее время ОАО «Ливгидромаш» серийно выпускает 13типоразмеров насосов с подачей от 12 до 200 м3/сут.Давление 9–15 МПа.
Большинствонасосов приводится от погружного асинхроннного электродвигателя с частотойвращения 1500 об./мин. С целью увеличения долговечности и расширения областиприменения ЭВН при эксплуатации малодебитных скважин наметилась тенденцияснижения частоты вращения приводного вала. Ряд организаций (завод «Борец», ОАО «РИТЭК»,ЗАО «Электон» и др.) ведут работы по использованию в установках ЭВН регулируемогоэлектропривода и редукторных вставок, а также изменению общей компоновкиагрегата, его отдельных узлов, условий монтажа и ремонта.
Зарубежом ряд компаний также выпускают погружные электронасосы для добычи нефти(как правило, в обычном не сдвоенном варианте, оснащенном усиленной осевойопорой). Фирмы РСМ, Netzsch, Reda, Centrilift предлагают потребителю различныемодификации установок ЭВН как по компоновке (с редуктором (рис. 6), совставным ротором, с возможностью реверсирования вращения ротора для промывкиНКТ и др.), так и по способам регулирования скорости.
Винтовые штанговые насосы
Винтовые штанговые насосные установки (ВШНУ) для отбора пластовыхжидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на нефтепромысловом рынке вначале 80-х годов в США и во Франции. Эффективная работа первых ВШНУ приэксплуатации низко- и среднедебитных скважин с высоковязкой нефтьюстимулировала НИОКР ведущих машиностроительных фирм по совершенствованиюконструкций установок и скважинных насосов, а также созданию большогоколичества их типоразмеров с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут. и давлением до 30 МПа.
Технико-экономическиепредпосылки широкого применения ВШНУ связаны с изменением условий эксплуатациискважин и преимуществами ВШНУ по сравнению с другими механизированнымиспособами добычи нефти.
По сравнению со станками-качалками:
· простотаконструкции и минимальные массогабаритные показатели привода;
· отсутствиенеобходимости возведения фундаментов;
· простотамонтажа и обслуживания;
· снижениезатрат на транспортные расходы;
· широкийдиапазон физико-химических свойств откачиваемых пластовых жидкостей(возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);
· отсутствиевозвратно-поступательного движения РО, что обеспечивает уравновешенностьпривода, постоянство нагрузок, действующих на штанги, равномерность потокажидкости, снижение энергозатрат и номинальной мощности приводного двигателя,минимальное эмульгирующее воздействие на скважинный флюид.
По сравнению с винтовыми насосными установками с погружным электроприводом (УЭВН):
· простотаконструкции насоса (отсутствуют шарнирные соединения, пусковые муфты,радиальные и осевые подшипники);
· наземноерасположение приводного двигателя (отпадает необходимость в кабеле, гидрозащитеэлектродвигателя, а также упрощается контроль за состоянием двигателя и егообслуживание);
· возможностьэксплуатации низкодебитных скважин, так как нет необходимости в отводе тепла отпогружного агрегата.
Областьприменения ВШНУ – эксплуатация скважин с низким и средним дебитом и напором до1000–1500 м, в т.ч. с пластовыми жидкостями высокой вязкости, повышенногосодержания газа и механических примесей.
Наземное оборудование ВШНУ, устанавливаемое натрубной головке скважины и предназначенное для преобразования энергииприводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг, состоитиз:
–тройника для отвода пластовой жидкости;
–приводной головки;
–рамы для крепления приводного двигателя;
–трансмиссии (силовой передачи);
–приводного двигателя с устройством управления;
–устройства для зажима (подвески) полированного штока.
Скважинное оборудование ВШНУ (рис. 7) состоит из двух частей:
· неподвижнойколонны НКТ, в компоновке низа которой устанавливается статор насоса, упорныйпалец, динамический противоотворотный якорь, газовый сепаратор, фильтр;
· вращающейсяв центраторах колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса.
Приработе установки поднимаемая пластовая жидкость движется в кольцевом зазоремежду колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника поступает впромысловый коллектор.
ВВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и насосные штанги диаметромсоответственно 73 и 22 мм. Диаметр полированного штока 31 мм.
ШтанговыеОВН могут быть выполнены в трубном (см. рис. 7) и вставномисполнении.
Наиболееэффективна схема вставного насоса, позволяющая производить замену РО насоса(при их износе или в случае перехода на новый режим откачки) без подъемаколонны НКТ.
ВРоссии приводы ВШНУ выпускают Ижевский и Дмитровский машзаводы, Уфимскийнефтяной институт и др. предприятия. Производство скважинного оборудования(центраторы, якоря) налажено в ЗАО «Канаросс» (г. Пермь).
Нарядус типовой схемой ВШНУ известны и оригинальные компоновки, основанные наиспользовании полых штанг или труб, в которых поток пластовой жидкостиподнимается по их внутреннему каналу, что предотвращает отложение парафина иснижает потери на трение за счет создания водяного кольца на стенках полыхштанг.
Подобныесхемы могут быть выполнены в двух вариантах: с вращающимся статором изаякоренным ротором, предложенным в РГУ нефти и газа (А.с. 1657743), и свращающимся полым ротором. Последняя схема реализована в установке ОАО «Заводим. Гаджиева», в которой статор закрепляется в колонне обсадных труб, а полыйротор спускается на конце колонны НКТ диаметром 60 мм, вращающейся вцентраторах. В данной схеме отпадает необходимость в насосных штангах.Пластовая жидкость поднимается по внутреннему каналу НКТ (как в схеме свращающейся обоймой) и отводится через вертлюг в промысловый трубопровод. Дляосуществления циркуляции жидкости вход в насос располагается в верхнем сеченииРО, далее двигаясь вниз через рабочие камеры насоса и дойдя до нижнего сечения,жидкость изменяет направление своего движения и попадает в расточку ротора,сообщаемую с внутренней полостью колонны НКТ.
Широкоераспространение ВШНУ получили за рубежом. Ими оборудовано свыше 2500 скважин. Вкачестве РО штанговых винтовых насосов зарубежных фирм (Baker Hughes, Netzsch,PCM, Robbins&Myers, Sсhoeller-Blеckmann, Weatherford и др.) преимущественноиспользуются традиционные винтовые пары Муано с кинематическим отношением 1:2.Исключение составляют отдельные образцы насосов фирм Netzsch, Robbins&Myersи Baker Hughes, выполненные по схеме с кинематическим отношением 2:3.
Присоздании отечественных штанговых винтовых насосов на основе многолетнего опытаконструирования, производства и эксплуатации винтовых забойных двигателей (ВЗД)в целом взят курс на использование схемы многозаходного насоса, имеющей существенныеконструктивные и эксплуатационные преимущества по сравнению с традиционнойсхемой (см. выше).
Внастоящее время НПО «Буровая техника» – ВНИИБТ и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкинаразработан параметрический ряд многозаходных насосов серии МВН с кинематическимиотношениями от 2:3 до 5:6, охватывающий диапазон подач от 1 до 100 м3/сут. Давление – до 15 МПа. Изготавливаютсяи ведется промышленная эксплуатация трех типоразмеров насоса с подачами 10, 20и 30м3/сут. при номинальной частоте вращения 200 об./мин.Разработкой размерного ряда штанговых насосов с кинематическим отношением РО1:2 и 3:4 занимается ОАО «Ливгидромаш».
Крометого, ВШНУ могут быть использованы в системах поддержания пластового давлениядля закачки воды в пласт, а также в технологиях добычи природного газа сотделением пластовой воды и нагнетанием ее в ниже расположенные проницаемыегоризонты, освоенных зарубежными компаниями, в частности, Kudu (рис. 8).
Гидроприводные винтовые насосы
Визвестных гидроприводных насосных установках нашли применение исключительномашины объемного типа с возвратно-поступательным движением рабочего органа(поршня). Практика применения гидропоршневых насосных агрегатов (ГПНА),выявила ряд их существенных преимуществ:
· отсутствиемеханической (посредством штанг) или электрической (посредством кабеля) связиисточника энергии с погружным насосом;
· возможностьэффективной эксплуатации скважин уменьшенного диаметра, а также наклоннонаправленных, эксплуатация которых другими механизированными способами затруднительна;
· возможностьрегулирования подачи погружного насоса;
· возможностьобеспечения оптимального технологического режима эксплуатации, в частностиплавный пуск скважин и поддержание заданной интенсивности отбора жидкости.
· возможностьзамены погружного агрегата без проведения трудоемких спускоподъемных операций,что позволяет кардинально упростить подземный ремонт скважин, сократить времяпростоя и уменьшить износ труб.
Новыеперспективы создания гидроприводных насосных установок открылись в последниедесятилетия, когда было освоено промышленное производство винтовых РО длязабойных ВЗД и насосов.
Первоеупоминание о возможности создания погружного гидроприводного винтового насосного агрегата (ГВНА)по схеме винтовой гидромотор-винтовой насос появилось в России в 1971 г.Позже была предложена схема уравновешанного агрегата и оптимальная геометрия РОнасоса.
Схемаразмещения ГВНА в скважине аналогична той, которая используется приэксплуатации ГПНА.
Вкачестве гидромотора с незначительными конструктивными изменениями могутиспользоваться серийно выпускаемые ВЗД диаметром 85–108 мм. Частотавращения этих двигателей 100–300 об./мин. при расходе жидкости 4–10 л/с,перепад давления 6–8 МПа.
Вкачестве РО насосной части ГВНА целесообразно использовать многозаходныевинтовые насосные пары как наиболее соответствующие по своей частоте вращенияхарактеристикам ВЗД. При наружном диаметре таких насосных пар 60–89 мм иуказанных выше частотах вращения можно достичь широкого диапазона подачпластовой жидкости 5–100 м3/сут.Особенности рабочего процесса многозаходных насосов позволяют при этомразвивать давление 10–15 МПа при длине пары всего 1,5–2 м.
Наземноеоборудование, как и в случае использования ГПНА, состоит из типовогоассортимента: силовой плунжерный насос, система подготовки рабочей жидкости(отстойники, сепараторы, устройства для разделения эмульсий, подогреватели),оборудование устья скважины, регулирующая и регистрирующая аппаратура.
Наначальном этапе создания ГВНА наиболее целесообразным представляется использованиеконструкций сбрасываемого исполнения со смешанным лифтом в двух простейшихкомпоновках: без уравновешивания (рис. 9) и с частичным уравновешиваниемосевых сил. Возможные типоразмеры таких ГВНА, которые могут быть реализованы набазе существующих в настоящее время отечественных многозаходных РО двигателей инасосов, представлены в таблице 1.
Весьмасимптоматично, что в конце 90-х годов западные нефтемашиностроительные компаниитакже начали разрабатывать гидроприводные винтовые насосные установки. Так,компания Weatherford опубликовала информацию о создании двух типоразмеров ГВНАс частотой вращения 200–1200 об./мин. и подачей до 80 м3/сут.
Такимобразом, сегодня имеются серьезные основания практически рассмотреть вопрос оразработке и внедрении установок гидроприводных винтовых насосов, поскольку:
· накопленопыт изготовления и эксплуатации основных узлов агрегата (многозаходныхвинтовых пар, шарниров, гибких валов, осевых опор, резьбовых соединений);
· увеличилсяудельный вес наклонно-направленных скважин, при эксплуатации которыхиспользование традиционной техники механизированной добычи вызываетопределенные проблемы;
· увеличилсяфонд скважин с трудноизвлекаемыми запасами, где предпочтительно применениенасосов с регулируемой подачей.
Гидроприводныевинтовые установки могут найти свое место в ряду технических средств длямеханизированной добычи нефти, так как они обладают рядом существенныхтехнико-экономических преимуществ.
По сравнению с гидропоршневыми насосами:
· повышеннойэксплуатационной надежностью и простотой конструкции (в связи с отсутствиемклапанов и золотниковых распределителей);
· возможностьюиспользования в качестве рабочей жидкости технической воды, что значительноупрощает систему подготовки жидкости;
· возможностьюотборов пластовой жидкости высокой вязкости и повышенного газосодержания;
· отсутствиемдинамических нагрузок и гидравлических ударов, связанных свозвратно-поступательным движением рабочих органов.
По сравнению со штанговыми насосами:
· возможностьюэксплуатации в скважинах со сложным профилем, включая наклонно-направленные сбольшой интенсивностью искривления;
· отсутствиемнеобходимости в штангах;
· возможностьюобеспечения оптимальных технологических режимов отбора путем регулированияподачи наземного силового насоса;
· простотойзамены погружного агрегата и проведения ремонта скважины.
По сравнению с электропогружными насосами:
· отсутствиемнеобходимости подвода электрического кабеля в скважину и применения системыгидрозащиты погружного электродвигателя;
· улучшеннымипусковыми свойствами насосного агрегата.
Насос двухвинтовой погружной нефтяной (НДПН)
Накопленный опыт проектированиянасос-компрессоров позволил также разработать техническую документацию иизготовить опытный образец погружного двухвинтового насоса типа НДПН, предназначенного для добычи нефти измалодебитных скважин (рис. 10).
/>
Насос используется в составе установки дляоткачки пластовой жидкости из нефтяных скважин (рис. 11), которая состоитиз погружного электродвигателя, компенсатора, протектора, предохраняющихэлектродвигатель от проникновения в него окружающейжидкости, насоса с компенсатором, обратного клапана, спускного клапана,насосно-компрессорных труб (НКТ), кабеля и трансформатора. В случаях, когдатребуется обеспечить большой напор, насос может быть выполнен в виденескольких, последовательно соединенных, модулей. Взависимости от вязкости продукции скважины модуль имеет различные исполненияпроточной части, отличающиеся зазорами между винтами и корпусом насоса.Требуемые значения зазоров определяются в ходе выполнения расчета насоса. Расчетные энергетические характеристики для различныхвариантов исполнения проточной части насоса (одного модуля) представлены на рис. 12.
Стендовые испытания опытного образца насосатипа НДПН, проведенные на Альметьевской центральной базе производственного обслуживания по прокату и ремонту электропогружныхустановок (АЦБПО ЭПУ) ОАО «Татнефть», подтвердили способность двухвинтового насосаобеспечить требуемую подачу при заданном перепадедавления.
Пути совершенствования ОВН
Анализпоказывает, что в ближайшие годы совершенствование ОВН будет осуществляться засчет повышения качества материалов рабочих органов и совершенствованиятехнологий их изготовления, оптимизации компоновки, геометрии и режимовэксплуатации РО.
Выбор материалов рабочих органов. Дальнейшее развитие ипродвижение отечественных ОВН в нефтяной промышленности, несмотря на большоеколичество оригинальных разработок (как в плане общей компоновки гидромашины,так и в отношении геометрии РО), защищенных патентами, в немалой степенитормозится ограниченными возможностями конструкторов при выборе эластомеровобкладки статоров.
Используемыев течение многих десятилетий в отечественной практике синтетические нитрильныерезины марок 2Д/405, 3825, 1226 и их производные не могут удовлетворятьразнообразным условиям применения ОВН при перекачке углеводородов с различнымифизико-химическими свойствами.
Определенный прогресс в этом направлении связан с разработками фирмы РЕАМ, гдепроводятся НИОКР в области комбинированных методов модификации свойств эластомеров,в том числе создания т.н. «скользких» резин.
Западныекомпании придают выбору эластомеров первостепенное значение, образно называяэластомер статора «сердцем» насоса. Так, фирма РСМ/Kudu предлагает заказчику 5модификаций резины твердостью от 52 до 76 единиц по Шору, каждая из которыхспециально предназначена для эксплуатации насоса в определенных условиях(фрикционный износ; воздействие сероводорода, углекислого газа, ароматическихвеществ). Термостойкость резин находится в пределах 120–160 °С.
Эффективнымспособом повышения надежности насосной пары является переход на конструкциюстатора с постоянной толщиной эластичной обкладки, а также использованиекомпозитных материалов и пластмасс.
Технология изготовления РО. Немаловажное значениедля совершенствования ОВН и улучшения их характеристик играют технологическиефакторы. Методики комплексного расчета зубонарезного инструмента и допусков напрофили зубьев, учитывающие неравномерность усадки резины и хромового покрытия,позволяют повысить качество формообразования винтовых поверхностей РО за счетснижения погрешностей профиля и шероховатости поверхности зубьев ротора исердечника статора, а также назначения оптимального натяга в зацеплении.
Оптимизация геометрии РО. При проектировании ОВНсуществует возможность выбора альтернативных вариантов РО, отличающихся своимигеометрическими параметрами (контурным диаметром и безразмернымикоэффициентами). Выбор оптимальной в заданных условиях эксплуатации формыплоской и пространственной геометрии РО является одной из основных задач,стоящих перед конструкторами и эксплуатационниками. Применительно к ОВНкритериями оптимальности геометрии РО служат максимум давления, КПД или ресурсанасоса.
Рациональная компоновка. Резерв совершенствованияОВН связан и с поиском конструктивных изменений, способствующих повышениюнадежности и долговечности насосного агрегата, а также улучшения егоремонтоспособности: переход на вставной вариант скважинного насоса;использование в ВШНУ схемы насоса со вторым дополнительным статором, вступающимв зацепление после износа РО и осевого перемещения ротора; переход на модульнуюконструкцию РО увеличенной длины с целью повышения давления насоса или сниженияконтактных напряжений в паре.
Оптимизация режима эксплуатации. Повышение эффективностииспользования ОВН (особенно скважинных насосов) в значительной степени зависитот режима эксплуатации. Существует целый ряд компьютерных программ подборанасосного оборудования для добычи нефти и режима его работы для конкретнойскважины. Одна из них, успешно зарекомендовавшая себя на практике, – программа«Автотехнолог», разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина наоснове универсальной модели системы пласт-скважина-насосная установка,использует в качестве исходной информации типовые скважинные данныенефтедобывающего предприятия и постоянно обновляемую базу данных охарактеристиках оборудования отечественных и зарубежных производителей.
Реализацияоптимальных режимов ОВН связана с использованием регулируемых приводов(электрических и гидравлических). Наиболее перспективно использование установокс частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечивающимширокий диапазон изменения скорости. Другая функция регулируемогоэлектропривода – плавный пуск и останов установки, что повышает надежность ееэксплуатации. Станция управления регулируемым электроприводом включает системуконтроля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы оборудования ивносить необходимые управляющие воздействия.
Обоснованиевыбранной темы
Как уже былосказано ранее, более половины запасов нефти в России относится ктрудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти (30сП и более). Кроме того, увеличился удельный вес месторождений с низкимидебитами скважин.
Приэксплуатации этих месторождений использование традиционных технических средствмеханизированной добычи нефти (штанговые скважинные насосы, центробежныебесштанговые насосы, газлифт) малоэффективно.
Многолетнийопыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовыенасосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычивысоковязких нефтей. В России такие насосы серийно выпускает ОАО «Ливгидромаш».
Высокаяэффективность применения электропогружных винтовых насосов (ЭВН) подтвержденапри эксплуатации месторождений с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть»)и Усинское («Коминефть»).
Какпоказывает промысловый опыт, установки ЭВН следует внедрять преимущественно втаких районах, где эксплуатация другого оборудования малоэффективна или совсемневозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными условиямиэксплуатации, такими, например, как с вязкой нефтью, с большим содержанием газапри высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом продуктивности и др.
Главноепреимущество погружных винтовых насосов по сравнению с погружными центробежнымисостоит в том, что с повышением вязкости до определенных пределов (200 сП)параметры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметрыцентробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкостиболее 200 сП эксплуатация погружных центробежных насосов становитсяневозможной.
Следуетотметить, что одним из осложняющих факторов добычи нефти является повышенноегазосодержание пластовой жидкости. В данных условиях эффективно применятьвинтовые насосы, так как наличие 50% свободного газа на приеме насоса невызывает снижения его рабочих характеристик.
Винтовыенасосы также эффективно применять в искривленных скважинах. Во-первых, уголнаклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на егорабочие параметры.
Во-вторых,установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинногоагрегата по наклонно-направленной скважине.
Винтовыенасосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержаниеммеханических примесей (до 400 мг/л).
Все вышеперечисленные преимущества установок электропогружных винтовых насосов требуютболее детального изучения существующих и новых видов конструкций и указывают наактуальность данной темы.
Назначение,техническая характеристика, конструкция и принцип действия винтового насоса
Назначениеи техническая характеристика
Установкипогружных винтовых сдвоенных электронасосов предназначены для добычи нефтипреимущественно повышенной вязкости и газосодержания.
В настоящеевремя отечественной промышленностью выпускаются электропогружные винтовыенасосы для добычи нефти следующего параметрического ряда:
УЭВН5–12–1200
УЭВН5–12–1500
УЭВН5–16–1200
УЭВН5–16–1500
УЭВН5–25–1000
УЭВН5–25–1500
УЭВН5–63–1200
УЭВН5–100–1000
УЭВН5–100–1200
УЭВН5–200–900.
Показателиприменимости установок:
– максимальнаякинематическая вязкость, м2/с – 1*10–3
— максимальное содержание попутной воды, % – 99
— максимальное содержание свободного газа на приёме насоса, % по объёму-50
— максимальная массовая концентрация твердых частиц, г/л – 0,8
— микротвердость частиц, HRC не более – 55
— максимальная температура, °С – 110.
Винтовые насосы характеризуются основными гидравлическимипараметрами: напор, давление, мощность, КПД.
В приведенных ниже табл. 2 и 3 представлены техническиехарактеристики установок электропогружных винтовых насосов и самих насосов.
/>
/>
Принцип действия винтового насоса
В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении жидкостииз рабочей камеры, герметично отделенной от полости всасывания и нагнетания.Насосы этого типа имеют большую жесткость характеристик при изменениипараметров, возможность перекачивания небольших объемов жидкостей при высокихдавлениях, а также жидкостей с широким диапазоном значений вязкости и жидкостис газовой составляющей.
Надежность идолговечность работы в заданных условиях служат одними из решающих факторов привыборе типа насоса.
Отличительнаяособенность одновинтового насоса как насоса роторного типа заключается вналичии развитых поверхностей трения, мест со щелевым уплотнением. Отсюдавывод, что обеспечение режима жидкостного трения между ротором и статоромявляется необходимым и достаточным условием высокого ресурса насоса.
Рассмотримусловия работы насоса при установившемся режиме (n=const).
Наобеспечение режима жидкостного трения будут влиять геометрические параметрывинтовых поверхностей ротора и статора и в конечном итоге зазор между ними,свойства материалов и чистота обработки поверхностей ротора и статора, скоростьперемещения ротора в статоре; свойства перекачиваемой среды; обеспечениетеплового баланса поверхностей скольжения в пределах, допускаемых выбраннымиматериалами. Наиболее часто используется максимально простое конструктивное итехнологическое решение одновинтового насоса: ротором служит винт, а статором –обойма насоса. Винт металлический, а обойма – резино-металлическая с внутреннейповерхностью из синтетического каучука или другого эластомера.
Винт в обоймесовершает сложное планетарное движение. Он вращается не только вокруг своей осиО2, его ось одновременно перемещается по окружности диаметром,равным двум эксцентриситетам (2е) в обратном направлении. Это второе движениевинта вызывается его качением на отрезке 2–3 и скольжением на отрезке 5–6стенок обоймы. Неподвижное зубчатое колесо m с внутренним зацеплениеми центром О1, являющимся осью обоймы, имеет диаметр D = 4е. По немубез скольжения катится колесо n диаметром d1 = 2e, которое принадлежит винту и вращаетсявокруг своей оси в обратном направлении. Во время вращения винта центр любогоего поперечного сечения непрерывно перемещается по прямой от верхнего положенияА до нижнего положения В и обратно. Это перемещение сверху вниз совершается заодин оборот винта, причем точка на окружности n, перемещаясь внутринеподвижной окружности m, описывает гипоциклоиду. Если диаметр перемещающейсяокружности равен половине диаметра неподвижной окружности, то гипоциклоидапреобразуется в прямую линию AВ длиной, равной диаметру неподвижной окружности m.
При каченииокружности nпо окружности mв направлении по часовой стрелке из положения 1 в положение 5 круг К (сечениевинта) движется вниз, причем он вращается против часовой стрелки и скользит ностенке 6–5 обоймы. Прямая АВ поворачивается на определенный угол, отвечающийформе и шагу винтовой линии обоймы.
Геликоидальнаяповерхность винта (рис. 16) образуется перемещением окружности К, вдольоси винта О–О при условии, что центр окружности перемещается по винтовой линииМ–М. отстоящей от оси О–О на величину эксцентриситета е винта.
Внутренняяповерхность обоймы образуется винтообразным движением плоскости поперечногосечения 1 – 2 – 3 – 4 – 5 – 6 (см. рис. 14), которая вращается вокруг осиО1 обоймы и соразмерно перемещается вдоль этой оси.
Полныйповорот этой плоскости на 360° при равномерном перемещении ее вдоль оси обоймысоставит длину шага обоймы
Т = 2 t,
где t – шаг винта.
Между винтоми обоймой образуются замкнутые полости (см. рис. 15), которые заполняютсяперекачиваемой жидкостью. Сечение этих полостей имеет форму полумесяца.
Вместе свращением винта полости или камеры, наполненные жидкостью, перемещаются вдольоси обоймы из приемной полости в полость нагнетания, причем за каждый оборотвинта жидкость в камере переместится в осевом направлении на длину шага обоймыТ.
Сечение,заполняемое жидкостью, постоянно по длине обоймы и определяется площадьюпрямоугольника со сторонами 4е и D или
F= 4еD,
где D – диаметрвинта.
При частотевращения nоборотов теоретическая подача, насоса
Qt= 4eDTn,
адействительная подача
Qg= Qtηоб =4eDTn ηоб,
где ηоб– объемный КПД одновинтового насоса.
Оптимальнымзаконом распределения давления по длине обоймы должна быть эпюра 1 в форметреугольника ОАБ (рис. 17), где ОБ – длина обоймы, а р – заданноедавление. На практике могут быть нежелательные отклонения. Так, гипотенуза 2треугольника ВАБ показывает, что рабочее давление р насоса распределяется не навсю длину насоса ОБ, а лишь на крайние витки ВБ. Это значит, что натяг врабочих органах велик и эластомер будет интенсивно разрушаться.
Гипотенуза 3треугольника А'ОБ показывает, что насос собран с зазором и не развивает заданногодавления р, что также неприемлемо. Оптимален вариант, когда давление рраспределяется по всей длине обоймы равномерно.
Экспериментальныекривые 4, 5, 6 и 7 сняты на идентичных по натягу насосах с различной длинойобоймы. Фактические данные хорошо корреспондируются с теоретической эпюрой 1 иподтверждают возможность получения пропорционального нарастания давления подлине обоймы. Учитывая, что на максимальном достигнутом давлении в 250 кгс/см2насос не будет иметь достаточного ресурса, на основании многолетнего опытарекомендуется брать в расчет перепад давления между соседними камерами: Δр = 45–50 м.
Длина обоймыL связана с напором насоса Н, шагом винта и перепадом давления между соседнимикамерами следующей зависимостью:
L= (H/ Δ р + 2) t
Под натягомпонимается разность между диаметром поперечного сечения винта и внутреннимдиаметром обоймы. Если эта разность отрицательна, имеется зазор в этой рабочейпаре.
Рабочиеорганы и конструкция винтового насоса
Все погружныеустановки ЭВН выполнены по одной конструктивной схеме с двумя рабочимиорганами, соединенными параллельно (рис. 18).
Преимуществотакой сдвоенной схемы расположения рабочих органов заключается в том, что вданном случае при одном и том же поперечном габарите достигается удвоенная подачанасоса, что весьма существенно, учитывая ограниченные диаметральные габаритынефтяных скважин. Другим преимуществом такой схемы является то, что здесьрабочие органы взаимно гидравлически уравновешены. Это исключает передачузначительных осевых усилий на опорные подшипники насосов или пятыэлектродвигателей.
Насос состоитиз пусковой кулачковой муфты центробежного типа, основания с приводным валом,сетчатых фильтров, установленных на приеме насоса, рабочих органов с правыми илевыми обоймами и винтами, двух эксцентриковых шарнирных муфт,предохранительного клапана.
В основномвсе узлы и детали унифицированы и применяются, за некоторым исключением, вовсех типоразмерах насосов. Все насосы имеют две приемные сетки, по одной длякаждого рабочего органа, и общий выход, благодаря чему подача насоса равнасумме подач обоих рабочих органов, а напор насоса равен напору каждого рабочегооргана.
В Россииустановки электропогружных винтовых насосов выпускаются следующих модификаций –А, Б, В, Г.
А – дляжидкости с температурой до 303 К (30 °С);
Б – дляжидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30° до 50 °С);
В — дляжидкости с температурой от 323 до 343 К (от 50° до 70 °С).
Насос сподачей 16 м3/сутки, комплектуемый гидрозащитой 1Г51, имеетследующие обозначения: 1УЭВН5–16–1200, В.
Эксцентриковаямуфтаобеспечивает возможность сложного планетарного вращения винтов в обоймах,благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимыйнапор для подъема жидкости на поверхность.
Эксцентриковаямуфта насосов ЭВН5–100–1000 и ЭВН5–200–900 (рис. 19) отличается от муфтынасоса 1ЭВН5–25–1000 тем, что в насосах с подачами 100 и 200 м3/суткимуфта с винтом соединяется штифтами, а в насосах с подачами 16 и 25 м3/сутки– соединение на резьбе. Муфта (см. рис. 19) состоит из двух шарнирныхузлов, соединенных резьбовым валиком 5. Вращение в муфте передается черезролики 3, расположенные в специальных гнездах поводка 2 и корпуса 7. Осеваясила воспринимается поводком и сферической шайбой 4. Резиновые манжеты 7 и пружина6 сохраняют смазку в шарнирном узле и защищают его от механических примесей.Шарнирность узла обеспечивается сферическими опорными поверхностями поводка ишайбы и зазором между роликами и соответствующими отверстиями в корпусе иповодке.
Шламоваятрубазащищает насос от механических примесей, выпадающих из колонны труб,заполненных жидкостью, при остановке насоса. Корпусные детали составляюттрубчатый корпус насоса. Рабочие органы насоса – обоймы в комплекте с рабочимивинтами. Внутренняя поверхность обоймы выполнена из твердой маслобензостойкойрезины и имеет двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чемшаг винта, причем направление спирали одной обоймы – левое, а другой – правое.Вследствие разных направлений спирали на обоймах и соответственно на винтахобеспечивается гидравлическая разгрузка насоса.
Для насосов сподачами 16 и 25 м3/сутки винты изготавливают из стали, а длянасосов с подачами 100 и 200 м3/сутки – из титанового сплава,благодаря чему, за счет уменьшения массы винта, снижается вибрация насоса.
Пусковаяведущаямуфта вместе с кулачками и ведомая полумуфта, надетая на вал насоса,обеспечивают включение насоса при максимальном крутящем моменте двигателя,соответствующем частоте вращения 800–1100 об/мин.
Включениемуфты при максимальном крутящем моменте вызвано тем, что винтовой насос имеетбольшую инерцию покоя и, чтобы запустить его, необходим повышенный пусковоймомент. Достигается это за счет выдвижения кулачков, стянутых пружиной, поддействием центробежной силы, соответствующей этой частоте вращения двигателя.Зацепление кулачков и включение насоса происходит после того, как кулачки вошлив соответствующие окна в ведомой полумуфте, обеспечивающей вращение приводноговала насоса только в заданном направлении. При обратном вращении за счет скосана кулачках муфта не включается, и кулачки проскальзывают.
Внутриоснования насоса расположены вал с подшипниками и опорные пяты изсилицированного графита. Основание (рис. 20) можно использоватьтолько в насосах, комплектуемых гидрозащитой 1Г51. В этом узле нет сальника, асмазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводнойвал 4 надеты защитные втулки 1 из нержавеющей стали, которые вращаются вбронзовых втулках 2. Концевые неподвижные опорные пяты опираются на резиновыепрокладки для равномерной передачи усилий на всю поверхность пяты.
Предохранительныйпоршеньково-золотниковый клапан расположен в верхней части насоса. Клапан (рис. 21)состоит из корпуса золотника 3, золотника 4, поршня 5, амортизатора 2 икорпусных деталей 7 и 6. Клапан обеспечивает технологические и эксплуатационныеоперации по обслуживанию и монтажу насоса. Основные функции клапана: защитанасоса от перегрузки в случае повышенного давления в напорной линии;обеспечение слива и залива колонны труб при спуско-подъемных операциях;перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточномпритоке жидкости из пласта в скважину, или при содержании в жидкости большогоколичества газа; предотвращение обратного потока откачиваемой жидкости из трубчерез рабочие органы при остановках насоса.
Обойма. В стандартномодновинтовом погружном насосе типа ЭВНТ обойма является несущей конструкцией, аее корпус выполняет функции корпуса всего агрегата. Поэтому к прочности иточности изготовления металлического корпуса предъявляются повышенныетребования, особенно в отношении разностенности. Обычно его изготовляют изгорячекатаных легированных стальных труб. Легирование хромом нежелательно, таккак ухудшает крепление эластомера, например, синтетического каучука. Дляувеличения прочности крепления резины к металлу рекомендуется внутреннююповерхность корпуса выполнять в виде неглубокой нарезки произвольного профиля,которую затем покрывают различными слоями материалов, обеспечивающих надежное(не менее 40 кгс/см2 на отрыв) крепление резины к металлу. Обычноэтот процесс производится в пресс-форме, одновременно с вулканизацией самойрезиновой смеси.
Приконструировании и расчете профиля винтовой поверхности всегда учитываютсясвойства синтетического каучука данной марки. Важно обеспечить равномерностьтолщины слоя резины по всей длине обоймы. Необходимо учитывать и изменениегеометрической формы изделия в процессе вулканизации его в пресс-форме.
Требования кэластомеру обоймы. Гарантийная наработка до отказа обоймы, непрерывноработающей в нефтяной скважине с напором 900–1500 м, должна быть не менее1 года при сроке хранения 2 года
Эластомеробоймы, обычно синтетический каучук, должен быть работоспособным, т.е.нефтестойким в нефтяной среде различных месторождений, причем часто требуетсяего работоспособность при высоких температурах жидкости – до 70–90 °С.
Вследствиевысоких требований по напору конструктивная длина обойм некоторых типоразмеровуже достигает 1500 мм и существует непрерывная тенденция к увеличениюэтого размера. Отсюда очень важны высокие литьевые свойства эластомера иобеспечение прочности крепления его к металлу не менее 40 кгс/см2.Особое внимание уделяется равномерности крепления резины по всей поверхностиобоймы.
Эластомер долженобладать достаточной твердостью, быть стойким к воздействию жидких игазообразных, агрессивных сред, уменьшение массы образца не допускается.
Транспортированиеи монтаж оборудования можно производить в заполярных районах и в районах стропическим климатом. Эластомер должен удовлетворять и этим специфическимтребованиям.
Специальныхисследований требует проблема газостойкости эластомера, т.е. стойкости кпроникновению газов.
При сравнениигазопроницаемости различных синтетических каучуков установлено, что удельнаягазопроницаемость нитрильного синтетического каучука (СКН) в 20 раз большефторокаучука. Однако при насыщении образцов углекислотой, которая по своемудействию на СК близка к нефтяным попутным газам, наименьшему разрушениюподвергаются образцы, обладающие большей газопроницаемостью. Это объясняетсявозможностью молекул газа выходить из межмолекулярной решетки, не разрушая еепри резком снижении давления окружающей среды, что происходит при подъеменасоса из скважины во время ремонта.
Большое значениепри выборе эластомера имеет коэффициент трения эластомера по металлу. С этойточки зрения могут быть рекомендованы фторокаучуки и полиуретаны.
Одним изспецифических свойств эластомера является его твердость. Это свойствохарактерно не само по себе, а служит контролируемым выразителем суммы другихфизико-механических показателей, которые в готовом изделии проконтролироватьбывает невозможно.
Показателитеплостойкости связаны с показателем твердости обычной зависимостью:теплостойкость твердых эластомеров выше, чем более мягких.
С точкизрения повышения напорности насоса повышение твердости является полезнымсвойством, оно совпадает и с повышением теплостойкости. Однако наиболееизносостойки мягкие синтетические каучуки.
Такимобразом, для износостойкой модификации насоса необходимы обоймы в специальномисполнении.
После вопросакрепления к металлу износостойкость является наиболее важным из требований,предъявляемых к эластомеру.
Стойкость кистиранию полиуретановых каучуков в несколько раз выше стойкости нитрильных.Однако проблема трения и износа трущихся пар с участием механических примесейсложна и требует больших усилий для ее исследования и решения. Пока наиболееизносостойкая пара – хром по эластомеру.
Обоймы,покрытые изнутри эластомером, изготовляют, как правило, в пресс-форме.Эластомер заполняет форму и подвергается вулканизации. С помощью литьевыхстержней с правым и левым направлением винтовых спиралей формуютсясоответствующие обоймы – правые или левые. Перед сборкой качество и размеробойм контролируется гладкими цилиндрическими калибрами.
Контролькачества эластомера осуществляется с помощью свидетелей – образцов эластомера,изготовляемых в той же пресс-форме одновременно с изделием. По торцам обоймыконтролируется твердость эластомера.
Стабильностьхимического состава и физико-механических свойств эластомера и строгоесоблюдение технологического регламента на всех операциях обеспечиваютгарантированный ресурс насоса.
Винт. Наиболее технологическипростым является однозаходный винт с поперечным сечением в виде правильногокруга.
Винт можетбыть изготовлен из стали, легированной хромом, или из титанового сплава,который примерно в 1,7 раза легче стали и не уступает ей по прочности Выигрыш вмассе позволяет во столько же раз снизить нагрузку на эластомер от центробежнойсилы при вращении винта. Обрабатывается винт на токарном станке, обычно сприспособлением для вихревой нарезки, что позволяет получить высокую точностьпри наиболее высокой производительности труда. Поверхности винта должны удовлетворятьтребованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти условия выполняютсянанесением на поверхность твердого слоя хрома и его полированием в специальномприспособлении.
Монтаж,эксплуатация и ремонт выбранного оборудования
Монтажустановок скважинных винтовых электронасосов
Переддоставкой винтового электронасоса (ЭВН) на скважину необходимо тщательнопроверить все оборудование в соответствии с инструкцией на эксплуатацию.
Подготовкаскважины к эксплуатации, монтаж установки скважинного винтового электронасоса(УЭВН) и спуск агрегата в скважину, настройка и регулировка пусковойэлектроаппаратуры, а также подготовка к пуску установки проводятся также как ипри монтаже установки скважинного центробежного электронасоса.
Монтажзаканчивают установкой оборудования на устье скважины, которое обеспечиваетподключение трубопровода для отбора газа из межтрубного (кольцевого)пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, обратного клапанаи задвижки, которая должна стоять по ходу жидкости перед обратным клапаном.Перед пуском установки необходимо открыть задвижку. Эксплуатация насоса призакрытой задвижке недопустима, так как это неизбежно приведет к аварии.
Техническоеобслуживание установок скважинных винтовых электронасосов
В процессеэксплуатации УЭВН:
ведутнаблюдение за работой насосного агрегата;
нереже одного раза в месяц замеряют подачу насоса, содержание попутной воды,температуру откачиваемой жидкости, динамический уровень, буферное давление;
нереже одного раза в неделю замеряют напряжение и силу тока электродвигателя;
приснижении сопротивления изоляции ниже 0,05 МОм из скважины поднимаютэлектродвигатель;
приотключении установки устройством контроля изоляции, после предварительногозамера сопротивления изоляции
системыкабель – двигатель, скважинный агрегат поднимают из скважины;
приотключении установки повторный запуск проводят после замера сопротивленияизоляции системы кабель – двигатель;
периодическиочищают аппаратуру от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и зачищаютподгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на входе и выходе и перемычкахтрансформатора (обесточенных);
устраняютвсе неисправности аппаратуры согласно инструкции по эксплуатации.
Данные оработе установки заносят в эксплуатационный паспорт.
Подъем идемонтаж установок скважинных винтовых электронасосов
Для тогочтобы выполнить подъем и демонтаж следует выключить установку, затем выключитьрубильник – предохранитель; отсоединить кабель, питающий двигатель. От станцииуправления проверить сопротивление изоляции системы кабель – двигатель,установить и отцентрировать мачту подъемного механизма, при необходимостизаглушить скважину, применяя для этой цели только обратную промывку,демонтировать устьевую арматуру, слить жидкость из НКТ через сливной клапан,сбросив в колонну НКТ ломик диаметром 53 мм, ввернуть в муфту колонны НКТпатрубок длиной 0,5–1 м с муфтой на другом конце, установить на патрубкеэлеватор и приподнять колонну труб. Разобрать уплотнение кабеля в планшайбе иликолонной головке, установить на фланец колонной головки пьедестал и подниматьскважинный агрегат со скоростью 0,25 м/с.
При подъеметруб кабель освобождают от поясов, не допуская падения их в скважину. Трубыподнимают с одновременным наматыванием кабеля на барабан. Необходимо кабельнаматывать равномерно и не касаться земли. Не допускаются его перегибы и ударыпо броне. Кабель из скважины должен поступать на верхнюю часть барабана. Послеподъема агрегата снимают кожухи плоского кабеля.
Агрегатразбирают на секции и проверяют наличие масла и герметичность двигателя игидрозащиты, легкость вращения валов, а так же выявляют наличие внешнихдефектов. Демонтаж агрегата осуществляется в последовательности, обратноймонтажу. В электродвигателе измеряют сопротивление изоляции и затем токовводзакрывают специальной крышкой. После отсоединения кабельной муфты отэлектродвигателя замеряют сопротивление изоляции кабельной линии.
По окончаниидемонтажа результаты внешнего осмотра, результаты замеров сопротивленияизоляции кабеля, электродвигателя, герметичности двигателя, результаты проверкивращения валов заносятся в эксплуатационный паспорт.
Ремонтустановок скважинных винтовых электронасосов
Все работы поремонту УЭВН выполняет специализированная ремонтная бригада БПО (ЦБПО). Такжеремонт может осуществляться сервисными организациями, имеющими соответствующуюлицензию.
Технологияремонта винтового насоса предусматривает следующие работы.
1. Наружнаяочистка от грязи, эксплутационной среды, парафина, солей.
2. Разборкана специальном верстаке, оборудованном струбцинами. При разборке насосовнеобходимо помнить, что все вращающиеся детали (винты, валы, эксцентриковыемуфты) имеют левые резьбы, а корпусные детали и обоймы – правые. Разборкасначала ведется на сборочные единицы, а затем производится разборка сборочныхединиц.
3. Мойкадеталей.
4. Дефектациядеталей на годные, подлежащие ремонту и подлежащие списанию. Детали признаютсянегодными для дальнейшего использования при следующих дефектах:
на резиновыхобоймах имеются раковины, газовые пузырьки и другие недопустимые дефекты,оговоренные в нормативно-технической документации;
на винтахимеются смятия пазов, сколы хрома на рабочих поверхностях, трещины илиотклонения от первоначальной формы;
наэксцентриковых муфтах имеются смятые или сломанные ролики, трещины и смятыепазы под ролики;
на ведущейполумуфте имеются трещины, вмятины и износ, сломана пружина;
износподшипников скольжения в опоре превышает 0,25–0,3 мм, а на пятах изсилицированного графита имеются сколы, трещины или другие дефекты или их износпревышает 1 мм.
5. Ремонтдеталей, восстановление поверхностей которых возможно в цехах БПО (ЦБПО).Отремонтированные детали должны соответствовать требованиямнормативно-технической документации.
6.Комплектация деталей для сборки насоса.
7. Сборканасоса. Перед сборкой все детали должны быть смазаны консервационной смазкой.Сначала собирают основные сборочные единицы, затем собирают насос в целом. Присборке рабочих органов (винтов) необходимо произвести их балансировку в насосе.Балансировка достигается путем смещения при сборке осей правого и левого винтовв диаметрально противоположные стороны от оси насоса. Балансировка производитсяс помощью специальной скобы, поставляемой вместе с насосом.
8. Испытаниенасоса. Цель испытаний – проверить соответствие паспортных данных фактическим.Испытания следует проводить на трансформаторном масле с температурой 25~30 °Си вязкостью 10-5 – 2 10-5 м2/с. При этомнасосы обычного исполнения должны иметь параметры, соответствующие номинальным,а насосы, предназначенные для работы в условиях повышенной температуры иливязкости, должны иметь показатели на 25–30% меньше номинальных. Во времяиспытаний насосы обкатываются на стенде под нагрузкой в течение 20–30 мин.Снижение подачи после восстановления допускается до 12%.
9. Проверкакреплений насоса и их герметичности, пайка и лужение швов.
10. Установкаупаковочных крышек.
Ремонтэлектродвигателя и гидрозащиты выполняется аналогично ремонту электродвигателяи гидрозащиты скважинных центробежных электронасосов.
Влияниезазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
Рассмотримявления, связанные с зазорами и натягами, имеющимися в насосе.
Практикапроектирования насосов с упругой обоймой показывает, что для обеспеченияэффективной работы необходимо создать достаточную герметичность по линиямконтакта поверхностей винта и обоймы. Обычно герметичность достигается тем, чторабочий винт имеет превышение одного или нескольких размеров (чаще всегопоперечного сечения) над соответствующими элементами профиля обоймы, т.е. имеетместо первоначальный натяг δ0.
Схемадействующих сил. Определим силы, вызывающие трение, винта и регламентирующиеположение винта в обойме (рис. 23). Таких сил две.
1. Силаинерции, существование которой обусловлено кинематикой движения винта, на длинешага винта
/>
PJ= 3,14· (0,0125)2·3,9·0,024·0,013·1572·0,7/9,8=
где r – радиус поперечногосечения винта;
t – шагвинта;
е – эксцентриситетвинта;
γ – удельныйвес материала винта;
ω0– угловая скорость перемещения оси винта относительно оси обоймы;
g – ускорение силы тяжести;
а – коэффициент,учитывающий силу инерции от вращения эксцентриковой муфты и той части телавинта, которая выступает из обоймы.
2. Радиальнаягидравлическая сила, определенная Д.Д. Саввиным:
/>
/>
Здесь Pk – межвитковый перепаддавления
/>
Pк=2–0,6/ 2·1–1=МПа
где Рн– давление нагнетания;
Рвс– давление всасывания;
z – количество шлюзов вкаждой нарезке обоймы.
Равнодействующаяэтих двух сил равна:
/>
Суммарнаянормальная сила на контактной линии на длине шага винта:
/>
Из рис. 23видно, что угол φ является углом поворота оси сечения обоймы относительнооси z, a γ = arctg (РP / РJ).
Такимобразом, устанавливаем, что нормальная сила, прижимающая винт к обойме,является функцией обеих радиальных сил, а также соотношением их значений.
Приведеннаянормальная сила с учетом влияния первоначального натяга
/>
где сила Pδявляется функцией первоначального натяга, толщины и механических свойстврезины рабочей поверхности обоймы и определяется экспериментально.
Деформациявнутренней поверхности обоймы происходит в направлении равнодействующей силы PJP, под действием которойвинт смещается в обойме. Предположим, что смещение это (ОО1) будетравно m(рис. 24, изменится и натяг (радиальная деформация резины) на контактнойповерхности рабочих органов.
Суммарныйнатяг представим в виде:
/>
/>
С цельюсоздания смазки на контактной поверхности геометрические размеры рабочихорганов выбираются таким образом, чтобы обеспечить при работе насоса появлениезазора.
Значениязазора определяются
/>
Уравнения(1.56) и (1.57) справедливы для всех положений винта в обойме, за исключениеммомента φ = 0 ± (π/2) n, когда сечение винта занимает крайнее положение в сеченииобоймы. Анализ деформации резины в этих сечениях показывает, что образующийсяпосле деформации зазор весьма мал и для практических расчетов им можнопренебречь. Графики изменения зазора и натяга на развертке рабочих органовнасоса на длине шага обоймы показаны на рис. 25.
/>
Исследованиезависимостей (1.56) и (1.57) показывает, что ввиду малой амплитуды кривыхсправедливо, при сохранении постоянства гидравлического радиуса, заменитьдействительные значения зазора и натяга средними, пользуясь следующимивыражениями:
/>
где χ –коэффициент,
/>
Длинапроекции проточной части контактной линии на ось обоймы на длине шага винта
/>
Длинапроекции поверхности трения винта в обойме по длине шага винта
/>
На основаниипроведенных исследований были сделаны следующие выводы:
1.Одновинтовой насос характеризуется непостоянной ориентацией рабочего винта. Приработе насоса под действием инерционных и гидравлических сил происходитрадиальная деформация упругой обоймы и смещение винта в поперечном направлении.
2. Деформацияобоймы предопределяет возникновение зазора с одной стороны, диаметральногосечения винта и натяга между винтом и обоймой с другой, величина ипротяженность которых непостоянны и определяются выражениями (1.56–1.61).
Механическиепотери.Первоначально примем два допущения.
1. В процессеработы насоса винт самоустанавливается в обойме, вследствие чего силы,действующие на обойму, распределяются равномерно по всей длине (при идеальнойгеометрии винта и обоймы).
2.Коэффициент трения винта по резиновой поверхности обоймы постоянен.
Мощностьтрения на длине обоймы, кВт:
/>
где f – коэффициент тренияпары «обойма – винт», в функции удельного давления;
n – скорость вращенияприводного вала, об/мин.
Задачейодного из циклов проведенных балансовых испытаний являлось определение областиоптимальных значений величины δ0. Было установлено, что дляобойм, внутренняя полость которых отлита из резины с твердостью 55–75 ед. по ТМ-2,оптимальным с точки зрения равномерности распределения давления вдоль осиобоймы следует считать межвитковый перепад давления
/>
В этом режимемаксимальные уровни КПД были получены при следующих значениях величиныпервоначального натяга
/>
Механическиепотери в рабочих органах существенно зависят от величины первоначального натяга(рис. 26).
При δ0>δ0опт наблюдается резкое повышение мощности трения.
Объемныепотери.Объемные потери представляют собой расход жидкости через щель проточной частиконтактной поверхности:
/>
где S – площадь щели.
Коэффициентрасхода μ в общем виде является функцией числа Рейнольдса определяемого извыражения
/>
определяемогоиз выражения
/>
где v – коэффициентдинамической вязкости
Совместнорешая уравнения (1.62) и (1.63), получим:
/>
где Е – длинапроточной части контактной линии.
Для определенноготипоразмера насоса при перекачке однородных жидкостей
/>
Следовательно,
/>
Стендовыеиспытания рабочих органов насоса 1ВВ 1,6; 1ВВ 0,8 и 1ВВ 0,4 при перекачке водыпоказали, что при первоначальных натягах по выражению (1.61) перетоки жидкостихарактеризуются весьма широким диапазоном числа Рейнольдса (Re = 300–10000).
Экспериментальнобыли получены следующие значения коэффициентов:
/>
Анализвыражения (1.69) (предположив Рк= const) позволяет получитьаналитическую зависимость объемных потерь насоса от величины зазора ипервоначального натяга:
/>
где/>
На рис. 27показана зависимость объемных потерь насоса 1ВВ, 1,6/16 от величиныпервоначального натяга при перекачке воды.
/>
Анализрезультатов испытаний объясняет заметный разброс значений подачи насосовсерийного производства, в которых по технологическим соображениямпервоначальный натяг имеет отклонение ±0,1 мм.
Результатытеоретических и экспериментальных исследований показали:
1. Величинапервоначального натяга оказывает большое влияние на энергетические показателиодновинтовых насосов.
Для принятыхоптимальных значений перепадов межвитковых давлений (1.61) имеет место интервалзначений первоначального натяга (1.62), при котором рабочие органы насосаработают с максимальным значением КПД, достигающим 70–75% для насоса 1ВВ 1,6 и55–65% для насоса 1ВВ 0,4.
2. Сповышением величины 8о: уменьшается зазор в проточной части контактной линии,вследствие чего уменьшаются объемные потери; увеличивается нормальная сила иуменьшается удельное давление, что вызывает увеличение механических потерь.
3. При натяге8о > 5о опт наблюдается резкое понижение общего КПД насоса.
Расчетзолотника предохранительного клапана на прочность и устойчивость
Рабочеедавление при котором работает золотника
p=ρgH,
где ρ –плотность нефти
g – ускорение свободногопадения
H – напор создаваемыйнасосом.
p=950·9,8·1000=9,31МПа
Усилие сжатиязолотника со стороны поршня
Fсж1=π·p·(D2/4)
где р –рабочее давление при котором работает золотник
D – диаметр поршня
Fсж1 = 3,14·9,31·106·0,0362/ 4 = 9,5кН
Усилие сжатиязолотника с другой стороны
Fсж2=π·p·(d12/4)
где d1 – диаметр золотника сдругого конца
Fсж2 = 3,14·9,31·106·0,0182/ 4 = 2,4кН
Так какцентральная часть золотника имеет наименьший диаметр, в нем будут возникатьнаибольшие напряжения сжатия, определим их
σсж= Fсж /f2
где f2 – площадь сечения повнутреннему диаметру
f2 = π·d2 2 /4 = 3,14·0,0142/ 4 = 15,4·10-5 м2
Fсж = Fсж1+ Fсж2 = 9,5+2,4 = 11,9кН
σсж= 11,9·103 / 15,4·10-5 = 77,3 МПа
Выбираемсталь марки ВСт2пс для которой σв=330МПа
Отсюданаходим коэффициент запаса на прочность
n = σв/ σcж =330 / 77,3 = 4,3
Запаспрочности по усталости:
na=σ1ּε / kσּ σсж
kσ- эффективный коэффициентконцентрации напряжения
kσ= 1
σ1 — предел выносливости присжатии для золотника двустороннего действия.
σ1 = 0,45ּσв
σ1 =0,45ּ330 = 148,5 МПа
ε – масштабный фактор
ε = 1,5
na=148,5ּ1,5 / 77,3 = 2,9
Устойчивостьзолотника (продольный изгиб)
λ = l /imin
l – свободная длиназолотника
imin= (J/f)1/2 J = π·d4/64 f = π·d2/4
imin=d/4
imin — min радиус инерции штока
λ = 4l /d
λ=4ּ95 / 14 = 27,14
λ
σкр =335–0,6 λ
σкр = 335 – 0,6 77,3 =288,62МПа
При σкр = 288,6МПа золотникпотеряет устойчивость
Запасустойчивости,
nу= σср/ σсж= 288,6/77,3 = 3,73
Список используемой литературы
1. R. Moineau. Gear Mechanism. USA Patent №1892217, 27.04.1931.
2. Балденко Д.Ф., Бидман М.Г., Калишевский В.Л. и др. Винтовые насосы. М.,Машиностроение, 1981.
3. Балденко Д.Ф. Винтовые гидравлические машины. Машины и нефтяное оборудование. М.,ВНИИОЭНГ, 1979, №9.
4. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Перспективы применения и критерии эффективности одновинтовыхгидромашин в нефтяной промышленности. Строительствонефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 1995, №4–5.
5. Ратов А.М., Хейфец А.С. Одновинтовые скважинные электронасосы в Советском Союзе и за рубежом.М., ЦИНТИхимнефтемаш, 1979.
6. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Власов А.В., Хабецкая В.А., Шардаков М.В. Параметрический ряд многозаходных скважинных винтовых насосов.Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 2001, №8.
7. Коротаев Ю.А. Прогрессивный инструмент для формообразования зубьев многозаходных героторных механизмов винтовых забойных двигателей и насосов.М., ВНИИОЭНГ, 2002.
8. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д. Перспективы создания гидроприводных винтовых насосных установок длядобычи нефти. Нефтяное хозяйство, 2002, №3.
9. Балденко Ф.Д., Дроздов А.Н., Ламбин Д.Н. Характеристики одновинтовых гидромашин на газожидкостной смеси.Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ, 2003, №4.
10. Пятов И.С., Васильева С.Н. и др. Комбинированный метод модификации фрикционныхсвойств резин. Каучук и резина, 1999, №5
11. Расчет ведется покниге Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др.«Насосные установки для добычи нефти» стр. 360–380.
12. Internet www.livgidromash.ru