1458
.pdfВ последние годы все чаще для испытаний центробежных насосов применяются горизонтальные стенды. На рис. 1.163 по казан горизонтальный автоматизированный стенд для испыта ния секций центробежного насоса, разработанный фирмой «Новомет» (г. Пермь). При использовании горизонтальных стендов появляется возможность замера виброскорости или виброуско рения в любом сечении насоса.
Стенд управляется компьютером. Все действия выполняются в соответствии с намеченной программой, что полностью ис ключает субъективный фактор при испытаниях. Стенд предназ начен для испытания секций габаритов 4, 5 и 5А с максималь ной подачей до 660 мУсут и максимальным напором до 2500 м водяного столба (25 МПа).
В качестве рабочей жидкости используется вода с плотнос тью 1000+10 кг/м3. При обкатке и промывке секций использует ся автономная система водоснабжения.
На стенде можно измерять следующие величины: расход, на пор, КПД, виброскорость поперечных и продольных колебаний по длине секции, момент сил на валу.
Относительные ошибки измерений:
—расход ±0,1 %;
—напор ±0,5 %;
—КПД ±1 %;
—момент сил ±0,1 %;
—виброскорость ±5 %.
Стенды аналогичной конструкции выпускают и многие дру гие фирмы, как российские, так и зарубежные.
1.10. ОХРАНА ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК СКВАЖИННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН дол жны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной про мышленности, правила устройства, правила технической эксплуа тации и правила техники безопасности при эксплуатации электро установок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтя ных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.
Все работы с электрооборудованием установки производятся двумя работниками, причем один йз них должен иметь квали фикацию электрика не ниже III группы.
Включение и выключение установки нажатием кнопки или поворотом переключателя, расположенных на наружной сторо не двери станции управления, выполняются персоналом, имею щим квалификацию не ниже I группы и прошедшим специаль ный инструктаж.
Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руко водству по эксплуатации.
Кабель от станции управления до устья скважины проклады вается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем, чтобы газ из скважины не мог проходить по кабелю (например, по скрутке проволок в жиле) в помещение станции управления. Для этого делается металлическая коробка, в которой размеще но соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к станции управления.
Все наземное оборудование установки надежно заземляется. Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.
При спуско-подъемных работах скорость движения труб с кабелем не должна быть больше 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используются установки УПК с дистанцион ным управлением приводом механизированного барабана.
При работах по погрузке и разгрузке оборудования установок ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безо пасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или
саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгру зочные устройства должны подвергаться периодическим испытани ям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.
На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и элек тродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор, станция управления — цепями, а барабан — за свою ось четырь мя винтовыми растяжками.
1.11. УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Как уже было сказано ранее, более половины за пасов нефти в России относится к трудноизвлекаемым, причем значительную долю составляют высоковязкие нефти (30 сП и более). Кроме того, увеличился удельный вес месторождений с низкими дебитами скважин.
При эксплуатации этих месторождений использование тра диционных технических средств механизированной добычи не фти (штанговые скважинные насосы, центробежные бесштанговые насосы, газлифт) малоэффективно.
Многолетний опыт эксплуатации насосов с погружными элек тродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязких нефтей. В России такие насосы серийно выпуска ет ОАО «Ливгидромаш».
Высокая эффективность применения электропогружных вин товых насосов (ЭВН) подтверждена при эксплуатации место рождений с вязкой нефтью, таких как Нурлатское («Татнефть») и Усинское («Коминефть»).
Как показывает промысловый опыт, установки ЭВН следует внедрять преимущественно в таких районах, где эксплуатация другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна. Это в основном относится к месторождениям со сложными ус ловиями эксплуатации, такими, например, как с вязкой нефтью, с большим содержанием газа при высоком давлении насыще ния, с низким коэффициентом продуктивности и др.
Принята следующая структура условною обозначения установок:
Установка укомплектована гидрозащитой 1Г51
Установка
Э-привод от погружного дви гателя, В-винтовой, Н-насос
Диаметр обсадной колонны, дюймы Подача, м3/сут
Напор, м
М о д и ф и к а ц и и по температуре
Рис. 1.164. Структура обозначения УЭВН
Главное преимущество погружных винтовых насосов по срав нению с погружными центробежными состоит в том, что с по вышением вязкости до определенных пределов (200 сП) пара метры насоса остаются практически неизменными, в то время как параметры центробежного насоса с увеличением вязкости резко снижаются. А при вязкости более 200 сП эксплуатация погружных центробежных насосов становится невозможной.
Следует отметить, что одним из осложняющих факторов до бычи нефти является повышенное газосодержание пластовой жидкости. В данных условиях эффективно применять винтовые насосы, так как наличие 50 % свободного газа на приеме насоса не вызывает снижения его рабочих характеристик.
Винтовые насосы также эффективно применять в искрив ленных скважинах. Во-первых, угол наклона ствола скважины в месте установки винтового насоса не влияет на его рабочие параметры.
Во-вторых, установки ЭВН имеют незначительную длину, что облегчает прохождение скважинного агрегата по наклонно-на- правленной скважине.
Винтовые насосы приспособлены к перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 400 мг/л).
Все выше перечисленные преимущества установок электропогружных винтовых насосов указывают на актуальность прове дения научно-исследовательских и конструкторских работ по усовершенствованию существующих и разработки новых видов
иконструкций винтовых насосов.
1.11.1.Принцип действия винтовых насосов
В объемном насосе рабочий процесс основан на вытеснении жидкости из рабочей камеры, герметично отделен ной от полости всасывания и нагнетания. Насосы этого типа имеют большую жесткость характеристик при изменении параметров, возможность перекачивания небольших объемов жидкостей при высоких давлениях, а также жидкостей с широким диапазоном значений вязкости и жидкости с газовой составляющей.
Надежность и долговечность работы в заданных условиях слу жат одними из решающих факторов при выборе типа насоса.
Отличительная особенность одновинтового насоса как насоса роторного типа заключается в наличии развитых поверхностей тре ния, мест со щелевым уплотнением. Отсюда вывод, что обеспечение режима жидкостного трения между ротором и статором является необходимым и достаточным условием высокого ресурса насоса.
Рассмотрим условия работы насоса при установившемся ре жиме (п —const).
На обеспечение режима жидкостного трения будут влиять геометрические параметры винтовых поверхностей ротора и статора и в конечном итоге зазор между ними, свойства мате риалов и чистота обработки поверхностей ротора и статора, скорость перемещения ротора в статоре; свойства перекачи ваемой среды; обеспечение теплового баланса поверхностей скольжения в пределах, допускаемых выбранными материа лами. Наиболее часто используется максимально простое кон структивное и технологическое решение одновинтового насо са: ротором служит винт, а статором — обойма насоса. Винт металлический, а обойма — резино-металлическая с внутрен ней поверхностью из синтетического каучука или другого эла стомера.
Кинематическая схема одновинтового механизма показана на рис. 1.165.
Рис. 1.165. Кинематическая схема движения винта в обойме:
О, — ось обоймы; 0 2— ось вин та; К — образующая поперечно го сечения винта диаметром D; е — эксцентриситет
Винт в обойме совершает сложное планетарное движение. Он вращается не только вокруг своей оси 0 2, его ось одновре менно перемещается по окружности диаметром, равным двум эксцентриситетам (2е) в обратном направлении. Это второе дви жение винта вызывается его качением на отрезке 2—3 и сколь жением на отрезке 5—6 стенок обоймы. Неподвижное зубчатое колесо т с внутренним зацеплением и центром Ov являющимся осью обоймы, имеет диаметр D = 4е. По нему без скольжения катится колесо п диаметром d]= 2е, которое принадлежит винту и вращается вокруг своей оси в обратном направлении. Во вре мя вращения винта центр любого его поперечного сечения не прерывно перемещается по прямой от верхнего положения А до нижнего положения В и обратно. Это перемещение сверху вниз совершается за один оборот винта, причем точка на окружности п, перемещаясь внутри неподвижной окружности w, описывает гипоциклоиду. Если диаметр перемещающейся окружности ра вен половине диаметра неподвижной окружности, то гипоцик лоида преобразуется в прямую линию АВ длиной, равной диа метру неподвижной окружности т.
На рис. 1.166 показаны восемь положений винта в обойме, сменяющих друг друга в течение одного оборота вала привода.
При качении окружности п по окружности т в направлении по часовой стрелке из положения 1 в положение 5 круг К (сече ние винта) движется вниз, причем он вращается против часовой стрелки и скользит но стенке 6—5 обоймы. Прямая АВ повора-
Рис. 1.166. Ряд последовательных положений поперечного сечения винта К в обойме
чивается на определенный угол, отвечающий форме и шагу вин товой линии обоймы.
Геликоидальная поверхность винта (рис. 1.167) образуется пе ремещением окружности К, вдоль оси винта 0 —0 при условии, что центр окружности перемещается по винтовой линии М—М. отстоящей от оси 0 —0 на величину эксцентриситета е винта.
Внутренняя поверхность обоймы образуется винтообразным движением плоскости поперечного сечения 1— 2 — 3 — 4 — 5 — 6 (см. рис. 1.165), которая вращается вокруг оси О, обоймы и со размерно перемещается вдоль этой оси. Полный поворот этой плоскости на 360° при равномерном перемещении ее вдоль оси обоймы составит длину шага обоймы Т = 2 t, где t — шаг винта.
я
Между винтом и обоймой образуются замкнутые полости (см. рис. 1.166), которые заполняются перекачиваемой жидкостью. Сечение этих полостей имеет форму полумесяца.
Вместе с вращением винта полости или камеры, наполнен ные жидкостью, перемещаются вдоль оси обоймы из приемной полости в полость нагнетания, причем за каждый оборот винта жидкость в камере переместится в осевом направлении на длину шага обоймы Т.
Сечение, заполняемое жидкостью, постоянно по длине обой мы и определяется площадью прямоугольника со сторонами 4е и D или F = 4eZ>, где D — диаметр винта.
При частоте вращения п оборотов теоретическая подача, на соса Q = 4cDTn, а действительная подача Qg= Q,f]o6 = 4сDTnt]o6,
где т}о6 — объемный КПД одновинтового насоса. Оптимальным законом распределения давления по дли
не обоймы должна быть эпюра 1 в форме треугольника ОАБ (рис. 1.168), где ОБ — длина обоймы, ар — заданное давление. На практике могут быть нежелательные отклонения. Так, гипо тенуза 2 треугольника ВАБ показывает, что рабочее давление р насоса распределяется не на всю длину насоса ОБ, а лишь на
Рис. 1.168. График распределения давления по длине обоймы:
1 — теоретическая оптимальная эпюра; 2 — неравномерная нагрузка на первые несколько камер обоймы; 3 — насос не развивает заданного давле ния; 4 — эпюра давления в обойме длиной 37; 5 — эпюра давления в обойме длиной 5Т, 6 — то же, в обойме длиной 871, 7 - то же, в обойме длиной 13Г
крайние витки ВБ. Это значит, что натяг в рабочих органах ве лик и эластомер будет интенсивно разрушаться.
Гипотенуза 3 треугольника Л'ОБ показывает, что насос со бран с зазором и не развивает заданного давления р, что также неприемлемо. Оптимален вариант, когда давление р распреде ляется по всей длине обоймы равномерно.
Экспериментальные кривые 4, 5, 6 и 7 (см. рис. 1.168) сняты на идентичных по натягу насосах с различной длиной обоймы. Фактические данные хорошо корреспондируются с теоретичес кой эпюрой 1 и подтверждают возможность получения пропор ционального нарастания давления по длине обоймы. Учитывая, что на максимальном достигнутом давлении в 250 кгс/см2 насос не будет иметь достаточного ресурса, на основании многолетне го опыта рекомендуется брать в расчет перепад давления между соседними камерами: Д р = 45—50 м.
Длина обоймы L связана с напором насоса Н, шагом винта и перепадом давления между соседними камерами следующей за висимостью:
Н |
„ |
(1.48) |
L = — |
+ 2 |
|
Ар |
|
|
Под натягом понимается разность между диаметром попе речного сечения винта и внутренним диаметром обоймы. Если эта разность отрицательна, имеется зазор в этой рабочей паре.
1.11.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
Все погружные установки ЭВН выполнены по одной конструктивной схеме с двумя рабочими органами, со единенными параллельно (рис. 1.169).
Преимущество такой сдвоенной схемы расположения рабочих органов заключается в том, что в данном случае при одном и том же поперечном габарите достигается удвоенная подача насоса, что весьма существенно, учитывая ограниченные диаметральные габариты нефтяных скважин. Другим преимуществом такой схе мы является то, что здесь рабочие органы взаимно гидравличес
ки уравновешены. Это исключает переда чу значительных осевых усилий на опор ные подшипники насосов или пяты элек тродвигателей.
Насос состоит из пусковой кулачко вой муфты центробежного типа, основа ния с приводным валом, сетчатых филь тров, установленных на приеме насоса, рабочих органов с правыми и левыми обоймами и винтами, двух эксцентрико вых шарнирных муфт, предохранитель ного клапана.
Восновном все узлы и детали унифи цированы и применяются, за некоторым исключением, во всех типоразмерах на сосов. Все насосы имеют две приемные сетки, по одной для каждого рабочего органа, и общий выход, благодаря чему подача насоса равна сумме подач обоих рабочих органов, а напор насоса равен напору каждого рабочего органа [13].
ВРоссии установки электропогружных винтовых насосов выпускаются следую щих модификаций — А, Б, В, Г.
А — для жидкости с температурой до 303 К (30°С);
Б — для жидкости с температурой от 303 до 323 К (от 30° до 50°С);
В— для жидкости с температурой от 323 до 343 К (от 50° до 70°С).
Насос с подачей 16 м3/сутки, комплек туемый гидрозащитой 1Г51, имеет следу ющие обозначения: 1УЭВН5-16-1200, В.
Эксцентриковая муфта обеспечивает возможность сложного планетарного вра щения винтов в обоймах, благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси вин та и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность.
Рис. 1.69. Схема погружного одновинтового насоса
/ — НКТ; 2 — предохра нительный клапан; 3,9 — фильтр; 4 — левая обой ма; 5 — левый винт; 6, 10 — шарнирная муф та; 7 ,8 — правая обойма; 11 — вал; 12 — центро бежная кулачковая муфта