Файл: Министерство науки и высшего образования рф федеральное государственное автономное образовательное.docx

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное автономное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«Пермский национальный политехнический университет»

Горно-нефтяной факультет

«Кафедра горная электромеханика»

Расчет ЭЦН на прочность

Выполнил: студент гр. МОН-20-1б

Гордеева А.А..
Проверил: старший преподаватель

кафеды ГЭМ

Иванченко А.А.

Пермь 2023

Содержание

1 Электропогружные центробежные насосы

1.1 Область применения установок электропогружных центробежных насосов

Эксплуатация нефтяных скважинных установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН) широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м 3 /сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м.

В области больших подач (свыше 80 м 3 /сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3 /сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у Штанговых скважинных насосных установок (ШСНУ), с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях 18 коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.

При использовании установок ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия насосно-компрессорных труб (НКТ), системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5-2 раза. Установки электропогружных центробежных насосов содержат

---

скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса подводится по кабелю. Благодаря отсутствию длинной механической связи между приводом и насосом, УЭЦН имеют значительно большую мощность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отборы жидкости. В Российской Федерации установками ЭЦН оснащено более 35 % всех нефтяных скважин и добывается более 65 % всей нефти.

Промышленные образцы центробежных насосов с электроприводом были разработаны в Советском Союзе особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН). В настоящее время многие российские фирмы продолжают работы по созданию бесштанговых насосов новых типов и типоразмеров и следят за рациональным применением разработанных конструкций. В последние годы нефтяная промышленность получает большое количество новых видов УЭЦН, для изготовления которых чаще применяются высококачественные материалы и высокие технологии, которые ранее использовались лишь в аэрокосмических отраслях.

1.2 Схема установки ЭЦН

Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН показана на рисунке 1.




Рисунок 1- Принципиальная схема УЭЦН: 1-автотрансформатор, 2-станция управления, 3-кабельный барабан, 4- оборудование устья скважины, 5-колонна НКТ, 6-кабель, 7-специальные зажимы, 8-ЭЦН, 20 9-приемная сетка, 10-обратный клапан, 11-сливной клапан, 12-протектор, 13-погружной электродвигатель, 14-компенсатор
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

---

Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ

Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Предназначенных для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД).

В наземной части устройство УЭЦН включает в себя повышающий трансформатор, телеметрическую систему, станцию управления и устьевое оборудование.

В погружную (подземную) часть установки насоса лопастного электроприводного входят следующие элементы:

• 
  кабельная линия – протягивается от клемм двигателя до трансформатора;
  
• 
  предвключенное устройство – газостабилизирующее устройство, смонтировано перед насосом;
  
• 
  гидрозащита – гидравлический затвор с системой уплотнения;
  
• 
  телеметрия;
  
• 
  клапан обратный – предотвращает самопроизвольный излив пластового флюида внутри НКТ, даже при отключенном насосе;
  
• 
  клапан спускной – через него сливается пластовая жидкость перед извлечением насосного оборудования из скважины;
  
• 
  насос лопастной – преобразователь механической энергии в гидравлическую;
  
• 
  электродвигатель приводной – герметичная конструкция, заполненная маловязким маслом.
  

Установки УЭЛН разработаны для следующих эксплуатационных условий:

• 
  обводненность до 100% включительно;
  
• 
  водородный показатель pH 5 … 8,5 единиц;
  
• 
  вязкость рабочей среды 800 – 3900 мм2/с;
  
• 
  плотность жидкости 700 … 1400 кг/м3.
  

Для работы внутри скважины подземная часть установки спускается в ствол на колонне насосно-компрессорных труб. Насос имеет модульную конструкцию, состоит из секций – рабочее колесо с лопастями в направляющем аппарате.

Для скважины УЭЦН применяется устьевое оборудование ОУЭН – урезанная модифицированная версия фонтанной арматуры. Всего существует два варианта исполнения – с трехходовыми кранами Т и задвижками/кранами проходного типа П. Конструкция устьевого оборудования для электроцентробежного насоса выглядит следующим образом:

---

• 
  на колонную головку крепится трубная головка, удерживающая НКТ колонну;
  
• 
  трубная головка герметизирует межтрубное пространство между обсадными и насосно-компрессорными трубами;
  
• 
  укороченная елка состоит из центральной заглушки, тройника, буферной заглушки и выкидной линии, через которую нефть из насосно-компрессорных труб поступает в манифольд;
  
• 
  в верхнем фланце трубной головки сбоку имеется отверстие для силового питающего кабеля погружного двигателя;
  
• 
  для контроля давления, температуры рабочих сред на забое и устье трубная обвязка и устьевая елка оборудуются измерительными приборами;
  
• 
  для изменения режимов добычи одна из линий трубной обвязки подключается в выкидную магистраль коленом.
  

На рисунке 2, представлено устьевое оборудование.



Рисунок 2 – Устьевое оборудование

Через это же оборудование устья при необходимости в пласт закачиваются реагенты для увеличения дебита. ОУЭН оснащается запорной арматурой с проходным диаметром 65 мм на давление 14 МПа и 21МПа.

1.3 Станция управления

Запитывается насос УЭЦН от интеллектуальной станции управления, способной контролировать десятки характеристик погружного оборудования, и управлять процессами без участия человека. В современных станциях широко применяются частотные преобразователи, позволяющие регулировать энергопотребление. Станции управления, представлена на рисунке 3.



Рисунок 3 – Станция управления

Встраиваемыми теплообменниками охлаждаются радиаторы силовых транзисторов. Дополнительно предусмотрена защита станции от грозы, проникновения внутрь корпуса пыли, влаги, просадки сети до 50%, скачков напряжения +25%.

1.4 Трансформатор

Специально для погружных нефтепромысловых насосов разработаны повышающие трансформаторы ТМПН (Г) – трехфазные маслонаполненные для нефтяных насосов. В корпусе имеется расширительный бак, заливная горловина и сливной патрубок для охлаждающей жидкости.

Обмотки выполнены из АПБ провода по регламенту ГОСТ 16512. Отводы низкого и высокого напряжения трансформаторов 40 – 200 кВт марки ТМПН изготовлены из алюминиевой шины и провода, соответственно. медный провод ПБ согласно ГОСТ 16512 появляется только в трансформаторах мощностью от 400 кВт. Трансформатор, представлен на рисунке 4.

---

Рисунок 4 – Трансформатор

Напряжение пробива изоляции охлаждающего масла составляет 40 кВт. Охладители ребристого типа устанавливают на маломощные трансформаторы 63 кВт, для более мощных ТМПН 100 – ТМПН 400 используются радиаторные охладители.

1.5 Кабельная линия

Производится эксплуатация УЭЦН посредством электрического привода. Поэтому от трансформатора через станцию управления погружной двигатель соединяется кабелем. На земле и в узле ввода в устьевое оборудование этот кабель имеет стандартное круглое сечение, обозначается КРБК. Кабельная линия, представлена на рисунке 5.



Рисунок 5 – Кабельная линия

Затем в скважине он соединяется с плоским кабелем КПБК, который позволяет увеличить зазор между оборудованием и внутренними стенками обсадной эксплуатационной колонны.

1.6 Насос

Погружной динамический лопастной электроцентробежный насос эксплуатируется в скважине. Поэтому из-за уменьшения диаметра в нем увеличена длина, составляющая в некоторых случаях 70 м. Внешняя кинетическая энергия передается насосу через вал вращающегося двигателя, далее преобразуется в кинетическую энергию пластовой жидкости. Насос, представлен на рисунке 6.



Рисунок 6 – Насос

Центробежная сила разгоняет жидкость, отбрасывает ее на периферию колеса, и далее в направляющий аппарат в каждой секции модульного корпуса последовательно. В результате, на выходе получается высокое давление и напор, способные поднять флюид на поверхность в больших объемах.

Ступени собраны в секции, причем, подвижная их часть – рабочие колеса, жестко зафиксированы на валу насоса, а неподвижная – направляющие аппараты, собрана в единый корпусной узел.

1.7 Основные характеристики ЭЦН

Основными характеристиками ЭЦН являются:

• 
  КПД;
  
• 
  потребляемая мощность;
  
• 
  напор;
  
• 
  подача.
  

Наружный диаметр корпуса лопастного насоса составляет 69 – 185 мм. По основной характеристике – зависимости напора от подачи, наибольшее применение в нефтегазодобывающей отрасли нашли погружные лопастные насосы с пологопадающей характеристикой. На рисунке 7, представлены характеристики погружных центробежных насосов.

---