Эксплуатация ШВН. Мировые запасы высоковязких нефтей и природных битумов огромны и по оценкам ряда специалистов превышают запасы легких нефтей
 Скачать 2.65 Mb.
|
1 2 Введение Мировые запасы высоковязких нефтей и природных битумов огромны и по оценкам ряда специалистов превышают запасы легких нефтей. Ведущее место по добычи высоковязких нефтей и природных битумов занимают Венесуэлла, США, Канада. Более 90% мировой добычи высоковязких нефтей и природных битумов приходится на скважинные методы, из них более 80% добываются механизированными способами на естественном режиме работы пластов, чему способствуют сравнительно высокие пластовые давления и температуры на глубине залегания основных разрабатываемых за рубежом скважинными методами месторождений. Естественный режим работы пластов является, как правило, стадией, предшествующей разработке месторождений с применением термических методов воздействия на продуктивный пласты. Среди термических методов наибольшее распространение получило паротепловое воздействие (циклическое и площадное). Условия залегания природных битумов в нашей стране отличаются сравнительно малыми глубинами, низкими величинами пластовых давлений и температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, сравнительно малыми мощностями битумонасыщенных пластов, сильной неоднородностью битумонасыщенности по толще пласта, слабой сцементированностью песчаных коллекторов, близким расположением и сильным влиянием водоносных горизонтов, содержащих питьевые воды и т.п. В этих условиях притоки вязкого битума в скважины на естественном режиме работы пласта весьма малы и целесообразность естественного режима как самостоятельной стадии разработки сомнительна. Экономический анализ показывает, что битумная отрасль промышленности может быть рентабельной только при условии комплексной переработки и использования битумного сырья. С этой точки зрения является нежелательным применение при разработки месторождений природных битумов таких методов, как внутрипластовое горение или низкотемпературное окисление, поскольку эти методы приводят к ухудшению ценности сырья. Паротепловое воздействие на пласт не исключает необходимости отбора продукции и из скважин, временно неохваченных воздействием или охваченных им в недостаточной мере. Одним из таких технических средств используемой сегодня в нефтяной промышленности являются одновинтовые насосы (ВНО), именуемые в зарубежной литературе Moineau pumps или Progressive cavity pumps (PCP). Простота конструкции и уникальные характеристики ВНО позволяют эффективно использовать их в различных технологических процессах. В настоящее время во всем мире наблюдается пик интереса к одновинтовым гидромашинам и по мнению экспертов в дальнейшем область применения ВНО и технологий с их использованием будет расширяться Поэтому в данной курсовой работе рассмотрим винтовые насосы, используемых в нефтегазовой отрасли с погружным и поверхностным электродвигателем. Цель: изучить назначение и принцип действия винтовых насосов Задачи: - изучение винтовых насосов. Практическая значимость данного курсового проекта состоит в освещении тонкостей эксплуатации винтового насоса. Курсовой проект состоит из введения, четырёх глав, 19 параграфов, заключения, и включает в себя 25 источников используемой литературы. 1 Теоретический раздел 1.1.Общие сведения о винтовых насосах Винтовой насос - это устройство, в котором образование напора нагнетаемой жидкости происходит благодаря вытеснению жидкости винтовыми роторами, выполненными из металла, вращающимися вокруг статора определенной формы. Винтовые насосы - разновидность роторно-зубчатых насосов, получаемых из шестеренных за счет уменьшения числа зубьев и увеличения их угла налона. По принципу действия относятся к объемным роторным гидромашинам. В настоящее время создано большое количество винтовых насосов с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа. 1.2.История возникновения винтовых насосов Впервые винтовой насос для перекачки вязких жидкостей и различных растворов был разработан в 1920-х годах. И сразу же эти получил широкое распространение во многих отраслях промышленности (пищевая, химическая, бумажная, металлообрабатывающая, текстильная, табачная, нефтяная и т.д.). Данный вид насоса был предложен французским инженером Муано (R. Moineau). Новый принцип гидравлической машины, названный «капсулизмом», позволил исключить клапапанные и золотниковые распределители. В конце 70-х годов, винтовые насосы впервые были применены на нефтяных месторождениях Канады с тяжелой нефтью и большим содержанием мелкодисперсного песка. В 1980-х гг. началось использование винтовых насосов для механизированной добычи, в результате, они постепенно внедрились в нефтяную промышленность. К 2003 году винтовые насосы стали использовать на более чем 40000 скважин по всему миру. Добыча вязких и высоковязких нефтей стала более рентабельной для нефтяной промышленности. Винтовые насосы применяются от Аляски до Южной Америки, в горах Японии, в Африке, в России. Также такие насосы применяются для добычи угольного метана и легкой нефти в Новокузнецке, Нижневартовске . 1.3Устройство и принцип действия Основными элементами винтового насоса для добычи нефти являются ротор (рисунок 1 а) в виде простой спирали (винта) с шагом lрот и статора (рисунок 1 б) в виде двойной спирали с шагом lст, в два раза превышающим шаг ротора.  а - ротор; б - статор; в - насос в сборе; - корпус насоса; 2 - полость между статором и ротором Рисунок 1 - Глубинный винтовой насос Винт имеет однозаходную плавную нарезку с весьма большим отношением длины винта к глубине (1530). Обойма насоса имеет внутреннюю поверхность, соответствующую двухзаходному винту, у которого шаг равен удвоенному шагу винта насоса. Принцип действия заключается в том, что винт насоса и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые при вращении винтов передвигаются от приема насоса к его выкиду. В начальный момент, каждая полость сообщается с областью приема насоса, при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается, заполняясь перекачиваемой жидкостью, после чего становится полностью замкнутым. У выкида объем полости сообщается с полостью нагнетания, постепенно уменьшается, а жидкость выталкивается в трубопровод. 1.4.Основные характеристики винтовых насосов Основными характеристиками винтовых насосов являются: рабочая глубина по вертикали (до 3200 м); дебит (1-800 м3/сут); температура продукта (до 120 0С); плотность жидкости (более 850 г/см3); кривизна ствола скважины (до 900). 1.5.Виды винтовых насосов. Используемый материал По количеству винтов насосы делят на: одновинтовые; двухвинтовые; трехвинтовые; многовинтовые. Чаще всего используются одновинтовые и двухвинтовые насосы. В данном курсовой работе рассмотрим 2 вида насосов: с поверхностным электродвигателем; с погружным электродвигателем. Наиболее технологически простым является однозаходный винт с поперечным сечением в виде правильного круга.  - исходное положение; 2 - положение при повороте на 900; 3 - положение при повороте на 1800 Рисунок 2 однозаходного винта в обойме во время работы на 1/2 оборота Если рассматривать многозаходный винт, то тогда необходимо учитывать кинематическое соотношение ротора и статора.  Рисунок 3 - Зависимость рабочих параметров n и MT винтового насоса от кинематического соотношения Графики показывают, что двигатели с малозаходными винтовыми механизмами развивают большие скорости вращения при минимальном вращающем моменте. По мере увеличения заходности ротора наблюдается рост вращающего момента и снижение частоты вращения. Это объясняется тем, что винтовой механизм с многозаходным ротором выполняет роль двигателя и одновременно понижающего редуктора (мультипликатора), передаточное число которого пропорционально заходности ротора. Для изготовления винта могут использовать сталь, легированную хромом, или титановый сплав, который примерно в 1,7 раза легче стали и не уступает ей по прочности. Выигрыш в массе позволяет во столько же раз снизить нагрузку на эластомер от центробежной силы при вращении винта. Обрабатывается винт на токарном станке, обычно с приспособлением для вихревой нарезки, что позволяет получить высокую точность при наиболее высокой производительности труда. Поверхности винта должны удовлетворять требованиям высокой твердости и чистоты обработки. Эти условия выполняются нанесением на поверхность твердого слоя хрома и его полированием в специальном приспособлении 2.Технологический раздел 2.1.Назначение установок Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов типа УЭВН5 предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин, их можно использовать также для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания. Установки УЭВН5 рассчитаны на откачку пластовой жидкости из нефтяных скважин со следующей характеристикой: максимальная вязкость жидкости до 110-3 м3/с; объемное содержание свободного газа на приеме насоса до 50 %; содержание механических примесей не более 0,8 г/л; температура пластовой жидкости до 110 0С; содержание воды не более 99 %. Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса (рисунок 4) состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине. Электроэнергия от трансформатора, комплектного устройства, установленных на поверхности земли, по токоподводящему бронированному кабелю, закрепленному снаружи НКТ хомутами, через муфту кабельного ввода подводится к погружному электродвигателю насосного агрегата [4].  - трансформатор; 2 - комплектное устройство; - пояса; 4 - трубы НКТ; 5 - насос; - муфта кабельного ввода; 7 - электродвигатель с защитой Рисунок 4 - Установка винтового сдвоенного электронасоса типа УЭВН5 Установки УЭВН5 выпускаются для скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 121,7 мм. 2.2.Условное обозначение  Условное обозначение оборудования установки записывается в следующем виде: УЭВН5-16-1200 А или УЭВН5-100-1000А1 ВП01, где приняты обозначения: Э - привод от погружного электродвигателя; - группа насоса для скважин с внутренним диаметром колонны 121,7 мм; и 100 - подача; и 1200 - напор; А - для жидкости температурой до 30 0С; Б - для жидкости температурой от 30 до 50 0С; В - для жидкости температурой от 50 до 70 0С; Г - для жидкости температурой от 50 до 70 0С или вязкостью 610-4 - 110-3 м3/с; А1 -вариант изготовления с электродвигателем повышенной мощности; К - вариант изготовления с пусковой разгонной муфтой; ВП - вариант поставки; 01 - порядковый номер варианта поставки. В случае отсутствия в заявке указания о варианте поставке, установка посылается заказчику в исполнении А, в варианте ВП00 (ВП00 - вариант поставки в районы с умеренным климатом; ВП01 - вариант поставки в районы с холодным климатом). Модификация установок А1 комплектуется электродвигателем повышенной мощности и отличается отсутствием золотникового устройства в насосе. Модификация К отличается от существующих конструкций добавлением узла приставки, в котором пусковая муфта помещена в область чистого масла. 2.3 Показатели комплектации и технические характеристики УЭВН Все установки погружных электроприводных винтовых насосов (таблица 1) комплектуются погружными электродвигателями типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51 и наземным энергетическим оборудованием (комплектное устройство, трансформатор) таким же как и оборудование УЭВН. Таблица 1 - Показатели комплектации установок типа УЭВН
Установки УЭВН (таблица 2) выпускают для скважин с условным диаметром обсадной колонны 146 мм по ГОСТ 622-80 (минимальный внутренний диаметр колонны не менее 127 мм). Таблица 2 - Технические характеристики установок типа УЭВН5
Установки выпускаются по 11 группе надежности (ОСТ 26-06-1304-82), в климатическом исполнении У, категории размещений погружного агрегата, наземного оборудования (ГОСТ 15100-69). В состав установок с подачами 63, 100 и 200 м3/сут входит еще и трансформатор, т.к. электродвигатели этих установок выполнены соответственно на 700 и 1000 В. 2.4.Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН Погружной насосный агрегат представляет собой сборочную конструкцию, состоящую из винтового сдвоенного насоса с электродвигателем и гидрозащитой. В условном обозначении отсутствует буква «У», например, ЭВН5-16-1200. Остальные обозначения соответствуют обозначениям, представленным в условном обозначении установок УЭВН. Технические характеристики винтовых насосных агрегатов представлены в таблице 3. Таблица 3 - Технические характеристики винтовых насосных агрегатов типа ЭВН5
Погружные электродвигатели и гидрозащита к ним используются аналогичными, применяемыми в агрегатах погружных центробежных электронасосов для добычи нефти. 2.5.Устройство и принцип действия винтовых насосов Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН5 всех типоразмеров изготавливаются по одной и той же конструктивной схеме с двумя рабочими органами, соединенными параллельно, что обеспечивает: удвоение подачи при одном и том же поперечном габарите; рабочие органы (винтовые пары) гидравлически взаимно уравновешенны, что исключает передачу значительных осевых сил на опорные подшипники насоса и пяту электродвигателя. Погружной винтовой электронасосный агрегат ЭВН5 (рисунок 5) состоит из следующий элементов: пусковая кулачковая муфта центробежного действия, основание с приводным валом, сетчатые фильтры, установленные на приеме насоса, рабочие органы с правыми и левыми обоймами и винтами, две эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан и шламовая труба. При работе агрегата, крутящий момент от электродвигателя через вал протектора гидрозащиты, пусковую муфту и эксцентриковые муфты насоса передается рабочим винтам. По принципу действия насосы относят к объемным, а по способу передачи энергии жидкости к ротационным. Основными рабочими органами являются однозаходные геликсоидальные роторы с правым и левым направлением спирали и две резиново-металлические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в 2 раза большим, чем шаг винта, выполненную из маслобензиностойкой резины или другого эластомера.  шламовая труба; 2 - предохранительный клапан; 3 - фильтр; 4 и 6 - винты; 5 и 7 - шарнирные муфты; 8 - вал насоса; 9 - пусковая муфта Рисунок 5 Винтовой погружной насос Принцип действия насоса заключается в том, что между винтом и обоймой по всей длине образуется ряд замкнутых полостей, которые при вращении винта заполняются перекачиваемой жидкостью, перемещаемой от приема насоса к его выкиду. Винты вращаются вокруг своей оси и по окружности с радиусом равным эксцентриситету. Жидкость поступает одновременно в левый и правый органы насоса через приемные сетки-фильтры. В камере между винтами потоки соединяются, и следуя дальше по кольцевому каналу между корпусом насоса и верхней обоймы, жидкость через предохранительный клапан поступает в напорную линию. Пластовая жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти и воды. Подача насоса равна сумме подач рабочих пар, а напор насоса - напору каждой рабочей пары. Все основные узлы и детали диафрагментных насосов унифицированы и применяются, за некоторым исключением, во всех насосных агрегатов. В винтовых насосах типа ЭВН5 имеется ряд специфических деталей: пусковая кулачковая муфта, эксцентриковые шарнирные муфты, предохранительный клапан, шламовая труба, сетчатый фильтр. Пусковая кулачковая муфта центробежного типа соединяет валы протектора и насоса и обеспечивает с помощью выдвижных кулачков пуск насоса при движении максимального крутящего момента на валу двигателя, соответствующем частоте вращения 800-1200 об/мин. Это вызвано тем, что винтовой насос имеет большую инерцию покоя и, чтобы запустить его (преодолеть силы трения), требуется повышенный пусковой момент. Кроме того, пусковая муфта не позволяет валу насоса вращаться в обратную сторону. При обратном вращении за счет скоса на кулачках, муфта не включается, и кулачки проскальзывают и тем самым предохраняют насос от отворачиваний резьбовых соединений. Муфта так же защищает насос от аварийного режима работы, т.к. при выходе из строя одного из рабочих органов отключается последний. Внутри основания насоса расположен вал с подшипниками и опорные пяты из силицированного графита. Основание (рисунок 6) можно использовать только в насосах, комплектуемых гидрозащитой типа 1Г51.  1 - защитная втулка; 2 - бронзовая втулка; 3 - опорная пята; 4 - приводной вал Рисунок 6 - Основание винтового насоса В основании нет сальника, а смазка трущихся поверхностей осуществляется пластовой жидкостью. На приводной вал надеты защитные втулки из нержавеющей стали, которые вращаются в бронзовых втулках. Концевые неподвижные пяты опираются на резиновые прокладки для равномерной пердачи усилий на всю поверхность пяты. Эксцентриковая муфта (рисунок 7) обеспечивает возможность сложного планетарного вращения в обоймах. Благодаря чему жидкость проталкивается вдоль оси винта и создается необходимый напор для подъема жидкости на поверхность. Эксцентриковые муфты, установленные между винтами, приводным валом и нижним винтом, состоящих из 2 универсальных шарниров, позволяют совершать сложные планетарные движения в обоймах. Муфта состоит из 2 шарнирных узлов, соединенных резьбовым валиком, вращение в муфте передается роликами, расположенными в специальных гнездах поводка корпуса. Осевая сила воспринимается поводком и сферической шайбой. Резиновые манжеты и пружина сохраняют смазку в шарнирном узле и защищают от механических примесей. Шарнирность узла обеспечивается сферическими опорными поверхностями поводка и шайбы и зазором между роликами и соответствующими отверстиями в корпусе и поводке.  - корпус; 2 - поводок; 3 - ролики; 4 - сферическая шайба; 5 - валик; 6 - пружина; 7 - уплотнительная манжета Рисунок 7 - Эксцентриковая муфта В верхней части насоса расположен золотниковый предохранительный клапан (рисунок 8), который состоит из корпуса, золотника, поршня, амортизатора и корпусных деталей. Клапан выполняет следующие функции: пропускает жидкость в колонну нкт при спуске насосного агрегата в скважину; обеспечивает слив жидкости из колонны нкт при подъеме агрегата из скважины; препятствует при остановках насоса сливу жидкости из колонны труб через рабочие органы насоса (вся жидкость сливается через клапан в затрубное пространство); защищает насос от сухого трения и повышенного давления в напорной линии; обеспечивает перепуск жидкости из напорной линии обратно в скважину или при недостаточном притоке жидкости из пласта, или при содержании в жидкости большого количества газа. Работа клапана представлена на рисунке 8. Показаны 3 промежуточных положения клапана: заполнение жидкостью колонны труб и слив жидкости при спуске и подъеме насосного агрегата (рисунок 8 а); подача жидкости на поверхность при работающей установке (рисунок 8 б) и сброс жидкости на поверхность при недостаточном притоке жидкости или при большом газовом факторе обратно в скважину (рисунок 8 в). Шламовая труба защищает насос от механических примесей, окалины, выпадающих из колонны НКТ при остановке насоса, монтаже и выполняет роль отстойника.  Рисунок 8 - Схемы работы предохранительного клапана 2.6. Штангово – винтовые насосы Эти механизмы являются устройствами объемного типа. Их используют для подъема добываемого сырья из скважины путем создания так называемой депрессии (перепада давления между продуктивным пластом и забоем горной выработки). Такие насосы многие из вас видели в кинофильмах и по телевидению (знаменитые нефтяные «качалки»). В состав штангового насоса входит блок цилиндров, плунжеры, клапана, специальные крепления, штоки, штанга, переходники и так далее. Такие насосные установки используются более, чем на половине ныне эксплуатируемых нефтяных промыслов. Такая широкая популярность этого вида нефтяного насоса обусловлена следующими несомненными качественными и эксплуатационными характеристиками: высокий коэффициент эффективности при эксплуатации; легкость, удобство и простота проведения ремонтных работ; возможность использования самых разных типов приводов; возможность применения даже в экстремальных условиях (к примеру, в случае высокой концентрации механических примесей; повышенного содержания газов в добываемой продукции; при выкачивании сырья с высокой коррозионной агрессивностью). 2.6.Материалы основных деталей В насосах с подачами 62, 100, 200 м3/сут рабочие винты изготавливают из титанового сплава ОТ-4, а в насосах с подачами 16 и 25 м3/сут - из стали марки 40Х. Остальные ответственные детали насосов изготавливают из нержавеющей стали марок 95Х18 и легированной стали марки 12ХН3А. Для защиты от коррозии и повышения износостойкости рабочая поверхность винтов покрывается слоем хрома. Для обоймы используется специальная резина марки 2Д-405, с высокими физико-механическими свойствами, или эластомер, обычно из синтетического каучука. Гарантийная наработка до отказа обоймы, непрерывно работающей в нефтяной скважине с напорами 900-1500 м, не менее года при сроке хранения 2 года. Обоймы, покрытые изнутри эластомером, изготавливают, как правило, в пресс-форме. Эластомер заполняет форму и подвергается вулканизации. С помощью литьевых стержней с правым и левым направлением винтовых спиралей формируется соответствующие обоймы правые и левые. Перед сборкой качество и размер обойм контролируется гладкими цилиндрическими калибрами. По торцам обоймы контролируется твердость эластомера. В основании насосов под гидрозащиту 1Г51 применяется высокопрочный силицированный графит марки СГ-П. 2.7.Погружные электродвигатели винтовых насосов и их гидрозащита Приводом винтовых насосов служит погружной электродвигатель маслонаполненный, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, четырехполюсной, переменного тока частотой 50 Гц, с частотой вращения вала 1500 об/мин. Для погружного электродвигателя принято следующее обозначение:  Принципиальная схема погружного электродвигателя представлена на рисунке 9.  - опора; 2 - головка; 3 - корпус подшипника верхнего; 3- статор; 5 - ротор; 6 - подшипник промежуточный; 7 - корпус подшипника верхнего; 8 - основание; 9 - фильтр; 10 - клапан перепускной Рисунок 9 - Погружной электродвигатель Гидродвигатель комплектуется гидрозащитой 1Г51 (рисунок 10), состоящей из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Гидрозащита обеспечивает герметизацию внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, выравнивает давление внутри него с давлением в скважине на уровне подвески, компенсирует температурные изменения объема и расхода масла [5].  - протектор; 2 - перепускной клапан; 3 - компенсатор Рисунок 10 - Электродвигатель ПЭД с гидрозащитой типа 1Г51 Таблица 4 - Технические характеристики погружных электродвигателей
1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||