- •Скважинные насосные установки для добычи нефти
- •Введение
- •Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин
- •Глава I. Установки скважинных насосов с электроприводом
- •1.1. Скважинные центробежные насосы
- •1.1.1. Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
- •Технические характеристики насосов
- •Основные требования технических условий на насосы
- •Параметры насосов тала эцна, эцнак ту 3631-025-21945400-97
- •Параметры насосов типа эцнм 5-20 ту 3665-001-00217780-97
- •Технические характеристики насосов типа 1bнhп 5-25
- •Технологические характеристики насосов типа 2вннп 5-80
- •Технические характеристики насосов типа 2вннп 5-125
- •1.1.2. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
- •Параметры насосов фирмы reda
- •Параметры насосов фирмы Centrilift
- •Параметры насосов фирмы еsр
- •Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы odi
- •Параметры насосов типа а и е фирмы Temtex
- •1.2. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Существующие конструкции и принцип действия газосепараторов и диспергаторов
- •Условия эксплуатации
- •Газосепараторы фирмы Centrilift
- •Г азосепараторы и диспергаторы, выпускаемые фирмой reda
- •Газосепараторы китайского производства
- •Газосепараторы для эцн
- •1.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •Размеры труб для корпусов эцн и пэд
- •Секционные двигатели
- •Параметры погружных электродвигателей
- •Двигатели фирмы reda
- •Электродвигатели серии 375, 50 Гц, односекционные, диаметр — 95,3 мм
- •Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
- •Модульные протекторы серии 387/456. Минимальный размер обсадной трубы 5.5" (139,7 мм), наружный диаметр 98,3 мм
- •Двигатели фирмы Centrilift
- •Электродвигатели модели dme серии 375
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Электродвигатели fme серии 450 односекционные
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Электродвигатели фирмы Temtex
- •Двигатели фирмы Temtex
- •1.4. Система токоподвода установоък эцн
- •1.4.1. Устройства управления и защиты
- •Комплектное устройство шгс5805-49азу1 (ту уз.10-00216852-00-95)
- •Технические характеристики шгс 5810
- •Комплектные трансформаторные подстанции серии ктппн (ту 16-530.292-83)
- •Параметры ктппнкс
- •Станции управления типа ирби
- •1.4.2. Комплектные устройства зарубежных фирм Комплектные устройства фирмы reda
- •Технические характеристики комплектных устройств фирмы reda
- •Комплектные устройства фирмы Cenlrilift
- •Техничеcкие характеристик и комплектных устройств фирмы Centrilift
- •Комплектные устройства фирмы esp
- •Технические характеристики комплектных устройств esp
- •1.4.3. Оборудование для регулировки частоты вращения валов погружных двигателей
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы reda
- •Массогабаритная характеристика vsd
- •Технические характеристика speedstar
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы Centrilift
- •Технические характеристики «Электроспид ics»
- •Оборудование для регулировки частоты вращения фирмы esp
- •Регуляторы скорости фирмы esp
- •1.4.4. Оборудование для диагностики уэцн
- •Система термоманометрическая скад-2
- •Габаритные размеры и масса составных частей ист-1
- •Оборудование для диагностики состояния уэцн зарубежных фирм
- •Скважинные приборы замера давления и температуры (пздт) фирмы reda
- •Применимость комплекса пздт в составе уэцн фирмы rеda
- •Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы reda
- •Скважинные приборы замера давления и температуры фирмы Centrilift
- •Технические характеристики пздт фирмы Centrilift
- •Скважинная система мониторинга фирмы phoenix petroleum services Ltd (Шотландия)
- •Технические данные системы трай-сенсор
- •1.4.5. Трансформаторы для уэцн
- •Устройство трансформатора
- •Трансформаторы фирмы reda
- •Трансформаторы фирмы Centrilift
- •Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
- •Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
- •1.4.6. Кабельные линии установок эцн
- •Российские кабельные линии
- •Кабели марок кпбк, кпбп и кпобп
- •Кабели марок кппбк и кппбп
- •Кабели марок кпобпт, кпбпт и кппбпт
- •Кабели марок кпбт, кпбпт, кэпбт и кэпбпт
- •Удлинитель с муфтой
- •Кабели-удлинители марок кпбпт, кпобпт, кппбпт, кпбп, кэпбпт и кппбп
- •Сростка кабелей
- •Размеры сросток кабельных линий
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Барабаны для намотки кабеля
- •Кабельные линии фирмы reda
- •Кабели фирмы reda
- •Размеры жил кабелей фирмы reda
- •Основной кабель Кабели Redalene
- •Кабели Redahot
- •Кабели Redablack
- •Кабели Redalead
- •Удлинитель с муфтой Кабели-удлинители Motorlead
- •Муфта кабельного ввода
- •Сростка кабелей
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы reda
- •Кабели фирмы Centrilift
- •Кабели Centrilift cpn
- •Кабели Centrilift ctn
- •Кабель Centrilift стт
- •Кабели Centrilift cee
- •Кабель Centrilift cel
- •Кабель-удлинитель Centrilift kt3
- •Кабель-удлинитель Centrilift kht
- •Кабели фирмы Phillips Cables (Канада) Кабели Devilene r (круглый) и Devilene f (плоский)
- •Кабель Deviline
- •Кабель Deviline 400
- •Кабель Devilead
- •Кабели предприятия zts Кабели эпоп
- •Кабель-удлинитель кэпоп
- •Кабель ппнп и эпнп
- •Кабель эпэпп
- •Максимальные токовые нагрузки для кабелей zts
- •Кабели Шеньянского и Тяньзинского кабельных заводов (кнр)
- •Кабельная продукция фирмы Kerite (Шотландия)
- •1.4.6.1. Выбор конструкций кабелей для кабельных линий уэцн
- •Рекомендации по выбору конструкций кабелей для уэцн
- •Расчет падения напряжения в кабельной линии
- •1.4.6.2. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •Пояса для крепления кабеля российского производства
- •Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
- •1.4.6.3. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок уэцн Устройство нки-1
- •Технические характеристики устройства нки-1
- •Технические характеристики устройства омпик-1
- •1.5. Оборудование устья скважины и вспомогательное оборудование для эксплуатации уэцн
- •1.5.1. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •Технические характеристики ауэ и оуэн
- •Технические характеристики афкэ и афк1э
- •1.5.2. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •Геометрические характеристики оборудования устья для уэцн
- •1.5.3. Пункты подключения кабельных линий
- •Габаритные размеры клеммных кабельных коробов фирмы Centrilift
- •1.5.4. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях
- •Характеристики устройств для спуска кабельной линии
- •1.5.5. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •Технические характеристики установки унркт-2м
- •Технические характеристики установки для намотки кабеля
- •Технические характеристики самоходной моталки
- •Установки для намотки и размотки кабелей ведущих фирм мира
- •Основные технические характеристики агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
- •1.5.6. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •1.6. Основные направления усовершенствования установок погружных центробежных насосов
- •Основные технические данные и характеристики параметрических двигателей рппэд -я
- •Основные характеристики некоторых представителей параметрических двигателей прэд
- •Технические характеристики «цунар-100»
- •1.7. Конструктивные особенности деталей установок центробежных насосов и материалы для их изготовления
- •Материалы основных деталей насосов типа эцн
- •Химический состав и механические свойства материалов рабочих органов насосов типа эцн
- •Требования к корпусам насосов
- •Технические требования к валам насосов
- •Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата и расточкой корпуса
- •Материалы основных деталей газосепараторов типа мнг и мнгк по ту 26-06-1416-84
- •Материалы основных деталей газосепараторов тапа мн-гсл по ту 313-019-92
- •Сравнительная характеристика электротехнических сталей с термостойким электроизоляционным покрытием
- •Варианты конструктивного исполнения насосов 2 лэцн5
- •1.8 Подбор оборудования и выбор узлов установки эцн по условиям добычи нефти из скважины
- •1.8.1. Основные положения методики подбора уэцн к нефтяной скважине
- •1.8.2. Алгоритм «ручного» подбора уэцн к скважине
- •Проверка параметров кабеля и нкт
- •Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора уэцн к скважине
- •Общие сведения о программах подбора оборудования
- •1.8.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки эцн
- •1.9. Обслуживание и ремонт установок погружных центробежных насосов
- •Технологический процесс разборки и сборки скважинного центробежного электронасоса
- •Технологический процесс разборки пэд45-117ав5
- •Технические характеристики верстака
- •Технические характеристики установки для мойки
- •1.10. Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов
- •1.11. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •1.11.1. Принцип действия винтовых насосов
- •1.11.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •1.11.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •Риг. 1.175. Схема действия сил в насосе
- •1.11.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •Технические характеристики установок
- •Технические характеристики насосов
- •1.11.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •1.11.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •1.12. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •В насосах используются различные конструкции диафрагм.
- •Число составных частей при варианте поставки
- •Основные показатели уэдн 5
- •Глава II. Штанговые скважинные насосные установки
- •2.1. Штанговая скважинная насосная установка. Области применения
- •2.1.1. Классификация скважинных штанговых насосных установок
- •2.2. Оборудование скважынных штанговых насосных установок для добычи нефти
- •2.2.1. Механические приводы скважинных штанговых насосных установок. Классификация, области применения Общая классификация приводов штангового скважинного насоса
- •Общая классификация индивидуальных приводов штанговых насосов
- •Индивидуальные механические приводы
- •2.2.1.1. Балансирные станки-качалки
- •Станки-качалки по гост 5866-76
- •Основные параметры станков-качалок гост 5866-56
- •Основные параметры станков-качалок гост 5866-66
- •Основные параметры станков-качалок по гост 5866-76
- •Ряд станков-качалок, выпускаемых румынским заводом «Вулкан» (г. Бухарест)
- •Технические характеристики станков-качалок типа скд по ост 26-16-08-87
- •Основные параметры станков-качалок
- •Технические характеристики редукторов
- •Технические характеристики станков-качалок по
- •Технические характеристики станков- качалок, выпускаемых оао «Редуктор» по ост 26-16-08-87
- •Технические характеристики станка-качалки конструкции АзИнмаш
- •Технические характеристики станков-качалок конструкции спктб «Нефтегазмаш», г. Уфа
- •Станки-качалки по ост 26-16-08-87
- •Тихоходные станки-качалки
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики cm-456d-305-120
- •2.2.1.2. Станки-качалки с фигурным балансиром
- •2.2.1.3. Безбалансирные станки-качалки
- •2.2.2. Редукторы механических приводов скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.3. Гидравлические и пневматические приводы скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.4. Конструктивные особенности длинноходовых скважинных насосных установок
- •Технические характеристики установки
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики установки
- •Технические характеристики установки
- •2.2.5. Оборудование устья скважины при эксплуатации сшну
- •Штанговращатель.
- •Штоки сальниковые устьевые шсу
- •Технические характеристики подвески устьевого штока
- •Технические характеристики устьевых сальников
- •Технические характеристики устьевого оборудования
- •2.2.6. Силы, действующие в точке подвеса штанг
- •2.2.7. Уравновешивание балансирных станков-качалок
- •2.2.7.1. Определение усилий в шатуне при различных способах уравновешивания
- •2.2.7.2. Определение тангенциальных усилий на пальце кривошипа
- •2.2.8. Кинематика приводов скважинных штанговых насосных установок
- •2.2.8.1. Кинематическая зависимость между длиной хода точки подвеса штанг и размерами балансирного привода
- •2.2.8.2. Выбор рациональных значений отношений длин звеньев
- •2.2.8.3. Влияние взаимного расположения узлов балансирного привода на его габариты и вес
- •Расположение двигателя относительно редуктора
- •Относительное расположение опоры балансира и опоры траверсы
- •2.70. Расположение опоры балансира и опоры траверсы под балансиром
- •Размещение шарнирного четырехзвенника между опорой балансира и точкой подвеса штанг
- •Расположение редуктора относительно рамы станка-качалки
- •2.2.9. Методика расчета и подбора штанговых скважинных насосных установок
- •2.2.10. Исследование скважин. Классификация неисправностей в работе сшну. Динамометрирование
- •Влияние неисправностей на работу сшну
- •Классификация методов диагностики
- •Расчетные величины
- •Диагноз
- •2.2.11. Скважинные штанговые насосы-основные виды и области применения
- •Сравнение характеристик насосов
- •Области применения штанговых насосов
- •Возможности применения штанговых насосов в обсадных колоннах
- •Спецификация базовых типов скважинных штанговых насосов
- •Примеры обозначения насосов
- •Соответствие обозначения насосов по российскому стандарту и api Spec 11ax
- •2.2.11.1. Цилиндры скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики безвтулочных цилиндров скважинных насосов
- •Материал цилиндров и условия эксплуатации
- •2.2.11.2. Плунжеры скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики плунжеров
- •Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров
- •Группы посадок сопряжения «плунжер — цилиндр»
- •2.2.11.3. Клапаны скважинных штанговых насосов
- •Материалы деталей клапанов скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики клапанов
- •2.2.11.4. Замковые опоры, уплотнительные элементы, автосцепы, сливные устройства и штоки скважинных штанговых насосов
- •Технические характеристики замков насосов
- •Технические характеристики автосцепа
- •Технические характеристики штоков
- •2.2.11.5. Общие требования к скважинным штанговым насосам
- •2.2.12. Насосные штанги
- •Характеристика материалов отечественных насосных штанг
- •Соответствие прочности штанг российского производства классам прочности штанг по api Spec 11в
- •Технические характеристики полых штанг, выпускаемых в рф
- •Основные размеры полых насосных штанг фирмы sbs
- •Размеры штанги по стандарту api SpecllB
- •Размеры муфты, по стандарту api Spec 11b
- •Области применения насосных штанг
- •Масса тяжелого низа колонны штанг
- •2.2.13. Вспомогательное оборудование скважинных штанговых насосных установок: скребки, центраторы, скважинные дозаторы, штанговые амортизаторы, газосепараторы
- •2.2.13. Станции управления работой скважинных штанговых насосных установок
- •Основные технические характеристики сус «Омь»
- •Основные технические данные и характеристики сус «Омь-2кс»
- •2.3. Установки штанговых винтовых насосов для добычи нефти
- •2.3.1. Состав установки и ее особенности
- •2.3.2. Классификация вшну
- •2.3.3. Скважинный штанговый винтовой насос
- •Технические характеристики винтовых штанговых насосов зарубежных фирм
- •2.3.4. Привод скважинных штанговых винтовых насосов
- •2.3.5. Особенности работы и расчета штанг с винтовыми насосами
- •2.3.6. Подбор оборудования скважинных штанговых винтовых насосных установок
- •Глава III установки скважинных насосов с гидроприводом
- •3.1. Скважинные гидропоршневые насосные установки
- •3.1.1. Состав оборудования скважинных гидропоршневых насосных установок
- •3.1.2. Скважинные гидропоршневые двигатели, насосы и золотники
- •Характеристики гидропоршневых насосных агрегатов фирмы Kobe
- •3.1.3. Поверхностное оборудование гидропоршневых насосных установок
- •3.1.4. Некоторые расчетные зависимости рабочих параметров для подбора гидропоршневых насосных установок
- •Структура расчетов по подбору гидропоршневых насосов
- •Определение расхода рабочей жидкости
- •Определение силового давления рабочей жидкости
- •Среднее давление рабочей жидкости на входе в погружной агрегат
- •Определение мощности и коэффициента полезного действия гидропоршневой установки
- •3.2. Скважинные струйные насосные установки
- •3.2.1. Конструкции скважинных струйных насосов
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики струйных аппаратов
- •3.2.2. Поверхностное оборудование струйных насосных установок
- •3.3. Скважинные гидроштанговые насосные установки
- •3.3.1. Схемы скважинных гидроштанговых насосов и двигателей
- •3.3.2. Схемы поверхностного оборудования скважинных гидроштанговых установок
- •Технические характеристики ску
- •Технические характеристики установки угшн-5-15-1000
- •3.3.3. Некоторые теоретические и расчетные зависимости рабочего процесса гидроштангового насоса
- •3.4. Гидроимпульсные насосные установки
- •Теоретические основы работы гидротаранов и гидроимпульсных насосов
- •3.5. Турбонасосные установки
- •3.6. Вибрационные насосные установки
- •Технические характеристики вибрационного насоса
- •Принцип действия вибрационного насоса
- •Глава I.
- •Глава II.
- •Глава III.
1.1.1. Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
При работе насоса осевые усилия от рабочих колес передаются на направляющие аппараты и на корпус насоса.
При этом на вал насоса действует осевая сила от перепада давления на торец вала и осевая сила, действующая на рабочие колеса, прихваченные к валу из-за наличия в пластовой жидкости коррозионно-активных элементов и механических примесей. Для восприятия осевых сил, действующих на вал, в конструкции насоса предусмотрены осевые опоры.
Осевые усилия в таком насосе воспринимаются осевой опорой вала самого насоса (в отечественных конструкциях ЭЦН — рис. 1.5) или осевой опорой гидрозащиты (большая часть насосов импортного производства).
Рис. 1.5. Схема скважинного центробежного насоса с колесами плавающего типа
В секции или модуль-секции насоса (рис. 1.5, а) обычного исполнения применяется упорный подшипник или гидродинамическая пята (рис. 1.6), состоящий из кольца 1 с сегментами на обеих плоскостях, устанавливаемого между двумя гладкими шайбами 2, 3.
Рис. 1.5, а. Модуль-секция насоса:
1 — головка; 2 — вал; 3 — опора; 4 — верхний подшипник; 5 — кольцо; 6 — направляющий аппарат; 7 — рабочее колесо; 8 — корпус; 9 — нижний подшипник; 10 — ребро, 11 — основание.
Сегменты на шайбе пяты 1 выполнены с наклонной поверхностью с углом α = 5 — 7° и плоской площадкой длиной (0,5 — 0,7) L (где L — полная длина сегмента). Ширина сегмента В равна (1...1,4)·L. Для компенсации неточностей изготовления и восприятия ударных нагрузок под гладкие кольца помещены эластичные резиновые шайбы-амортизаторы 4, 5, запрессованные в верхнюю 6 и нижнюю 7 опоры. Осевая сила от вала передается через пружинное кольцо 8 опоры вала и дистанционную втулку 9 упорному подшипнику.
Рис. 1.6. Упорный подшипник ЭЦН
Гидродинамическая пята выполнена с радиальными канавками, скосом и плоской частью на поверхности трения о подпятник. Она обычно изготавливается из бельтинга (технической ткани с крупными ячейками), пропитанного графитом с резиной и завулканизированного («запеченного») в пресс-форме. При вращении пяты жидкость идет от центра к периферии по канавкам, попадает под скос и нагнетается в зазор между плоскими частями подпятника и пяты. Таким образом, подпятник скользит по слою жидкости. Такое жидкостное трение (не в пусковом, а в рабочем режиме пяты) обеспечивает низкий коэффициент трения, незначительные потери энергии на трение в пяте, малый износ деталей пяты при достаточном осевом усилии, которое она воспринимает.
Радиальный подшипник ЭЦН воспринимает радиальные нагрузки, возникающие при работе насоса. Радиальный подшипник (рис. 1.7) состоит из опорной втулки с вкладышем 1, которые является неподвижными деталями и втулки 2, вращающейся вместе с валом. В каждой модуль-секции насоса обычного исполнения вал имеет два радиальных подшипника — верхний и нижний, а в модуль-секциях насосов износостойкого исполнения, кроме перечисленных радиальных подшипников, используются промежуточные радиальные опоры.
Рис. 1.7. Радиальный подшипник ЭЦН
Достаточно широко используется конструкция насоса с «плавающим низом», при которой осевая нагрузка, действующая на ротор секции насоса, воспринимается частью (около 40 %) верхних ступеней, рабочие колеса которых жестко закреплены на валу, рабочие же колеса нижних ступеней выполнены плавающими [3].
За счет такой конструкции в модуль-секции насоса образуется гребенчатая пята.
Фиксирование колес на валу осуществляется между нижними 7 и верхними 3 полукольцами, помещенными в соответствующие кольцевые проточки (рис. 1.8). Два полукольца 7 запираются ступицей первого из закрепленных на валу рабочего колеса.
Распор ступиц рабочих колес достигается вращением специальной гайки относительно втулки, имеющей наружную резьбу. Упором для специальной гайки служат два полукольца, помещенные в верхнюю расточку вала.
Рис. 1.8. Центробежный насос с передачей осевой нагрузки с рабочих колес на вал
1 — головка; 2 — верхний подшипник; 3 — верхнее полукольцо; 4 — стяжная гайка; 5 — вал; 6 — распертое рабочее колесо; 7 — нижнее полукольцо; 8 — корпус; 9 — плавающее рабочее колесо; 10 — направляющий аппарат; 11 — нижний подшипник; 12 — основание; 13 — шлицевая муфта
Еще одним вариантом является конструкция насоса с закрепленными на валу, распертыми рабочими колесами, при которой все рабочие колеса модуль-секции фиксируются на валу. Обычно такое исполнение выполняется на коротких модуль-секциях длиной до 2,4 м, которые могут помещаться над модуль-секцией насоса, выполненным с плавающим низом, гребенчатая пята которой воспринимает осевую силу этой модуль-секции. При ином конструктивном исполнении осевая сила, действующая на ротор секции насоса с «плавающим низом», передается на осевую опору протектора (рис. 1.8) [3].
Поперечные (радиальные) усилия в секции насоса, предназначенного для откачки неабразивной жидкости, воспринимаются двумя концевыми радиальными подшипниками, корпуса которых размешены в головке и корпусе входного модуля или в нижней части секции.
В радиальных подшипниках использована пара трения скольжения, материал которой зависит от условий эксплуатации.
Кроме того, поперечные усилия в секции воспринимаются радиальными подшипниками, функции которых выполняют пары трения, образованные ступицами рабочих колес и расточками направляющих аппаратов.
На рис. 1.5 показан скважинный центробежный насос в сборе. Осевое усилие, действующее на вал, воспринимается гидродинамической пятой 1. Вал 3 расположен в радиальных подшипниках скольжения 2 и 8. Радиальными подшипниками вала являются и опоры скольжения у втулок вала и внутреннего диаметра направляющих аппаратов 5 у каждой ступени. Крутящий момент передается от вала к рабочим колесам 7 через шпонку 6. Вся сборка ротора насоса размешена в корпусе 4 и сжата сверху корпусом подшипника 2, а внизу — основанием 10, на котором размешена приемная сетка 9. В верхней части насоса на корпус подшипника 2 навернута ловильная головка насоса, в которой имеется резьба для соединения с НКТ. Вал насоса соединяется с валом гидрозащиты шлицевой муфтой 11.
Для создания высоконапорных скважинных центробежных насосов в насосе приходится устанавливать множество ступеней (до 550 штук). При этом они не могут разместиться в одном корпусе, поскольку длина такого насоса (15 — 20 м) затрудняет транспортировку, монтаж на скважине и изготовление корпуса. Высоконапорные насосы составляются из нескольких модуль-секций. Длина корпуса в каждой секции не более 6 м. Корпусные детали отдельных модуль-секций соединяются фланцами с болтами или шпильками, а валы — шлицевыми муфтами. Каждая секция насоса имеет верхнюю осевую опору вала, вал, радиальные опоры вала, ступени. Приемную сетку имеет только входной модуль насоса (рис. 1.9), расположенный в нижней секции или в модуле насосном-газосепараторе. Ловильную модуль-головку имеет только верхняя секция насоса (рис. 1.10). Модуль-секции высоконапорных насосов могут иметь длину меньшую, чем 6 м (обычно длина корпуса насоса составляет 3, 4 и 5 м), в зависимости от числа ступеней, которые надо в них разместить.
Рис. 1.9. Модуль входной насос
1 — основание, 2 — нал, 3 — втулка подшипник, 4 — сетка, 5 — защитная втулка, 6 — шлицевая муфта, 7 — шпилька.
Рис. 1.10. Модуль-головка насоса
1 — кольцо уплотнительное, 2 — ребро, 3 — корпус.
При отборе насосом жидкости с небольшим содержанием механических примесей и достаточной смазкой (наличие в жидкости нефти) насосы обычного исполнения обеспечивают длительную эксплуатацию скважины без их ремонта.
В насосе имеются пары трения: текстолит по чугуну в осевых опорах рабочего колеса в ступени; латунная втулка, надетая на вал между рабочими колесами, или удлиненная чугунная ступица рабочего колеса по чугуну направляющего аппарат, прорезиненный и графитизированный бельтинг по закаленному и шлифованному стальному подпятнику в пяте насоса. Все эти пары трения достаточно долговечны при соответствующих условиях эксплуатации. При большой обводненности они работоспособны в течение 100 — 200 сут, а при достаточно большом количестве нефти в отбираемой жидкости насос может работать без ремонта от года до нескольких лет (есть примеры работы агрегатов ЭЦН без подъема из скважин в течение 3 — 5 лет).
Скважинные центробежные насосы могут быть выполнены и для осложненных условий эксплуатации, например — для отбора жидкости с большим содержанием песка, отбора сильно обводненной жидкости с повышенной коррозионной агрессивностью.
Для отбора жидкости с большим содержанием механических примесей (в основном песка) предназначаются износостойкие насосы. Они рассчитаны на отбор жидкости с содержанием 0,05% (0,5 г/л) механических примесей.
При отборе жидкости с песком свободно движущийся абразив разрушает диски и лопатки рабочего колеса и части направляющего аппарата, особенно в местах изменения направления движения струи жидкости. В местах трения деталей, у текстолитовой опоры, у ступицы колеса попадающий в зазор песок также изнашивает эти детали, причем ступицы изнашиваются до вала. Длинный гибкий вал при вращении получает несколько полуволн изгиба, и на его поверхности места износа четко показывают форму, которую он принимает при работе насоса (рис. 1.11).
Рис. 1.11. Схема искривления вала насоса
1 — место установки радиальных опор вала износостойкого насоса
Для увеличения срока службы насоса при отборе жидкости с большим содержанием песка в конструкцию насоса могут быть внесены следующие основные изменения:
Чугунные рабочие колеса заменены пластмассовыми из полиамидной смолы или углепластика, стойких против износа свободным абразивом и не набухающих в воде. В скважинах с большим содержанием нефти, как показал опыт, они менее работоспособны.
Вместо одноопорной применяется двухопорная конструкция рабочего колеса.
Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка.
Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные (промежуточное) радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении (см. рис. 1.11).
Таким образом, снижаются усилия у радиальной опоры колеса в направляющем аппарате.
С помощью этих и некоторых других изменений обычной конструкции насоса срок службы износостойкого насоса увеличивается в 2,5 — 7 раз.
Для удержания вала в прямолинейном состоянии необходимо промежуточные (например, — резинометаллические) радиальные опоры ставить друг от друга на расстоянии, равном половине полуволны изгиба вала. На рис. 1.11. показаны длина полуволны l и расстояние между подшипниками 1/2 l.
Длину полуволны изгиба вала можно найти, учитывая, что при вращении и изгибе вала потенциальная энергия изгиба вала (V) должна быть равна сумме работы центробежных сил ротора насоса (А1), осевых сил, действующих на вал (А2), и гидродинамических сил (А3), возникающих в радиальной опоре рабочего колеса в каждой ступени. Последние силы обусловлены давлением жидкости в зазоре между ступицей рабочего колеса и опорой в направляющем аппарате.
Анализ всех этих сил применительно к современной конструкции износоустойчивого насоса показывает, что:
несмотря на применение пластмассовых колес и уменьшение, таким образом, массы ротора центробежного насоса, центробежные силы остаются основными факторами, изгибающими вал;
осевые силы, действующие на вал в предложенной конструкции и при опоре рабочих колес на направляющие аппараты, невелики, так как они воспринимаются в основном верхней осевой опорой, на которой подвешен вал; вес самого вала незначительно увеличивает (на 2 — 6%) полуволн) изгиба вала;
так как износостойкие насосы применяются в основном при большой обводненности, когда вязкость откачиваемой жидкости незначительно отличается от вязкости воды, то гидродинамические силы незначительны.
Таким образом, для инженерных расчетов в случае, когда условия эксплуатации известны недостаточно точно, можно учитывать только действие центробежных сил и потенциальной энергии изгибаемого вала (последнее обусловлено размерами вала и характеристикой его материала) В этом случае длина полуволны изгиба будет
.
где Е — модуль упругости материала вала; I — момент инерции сечения вала; q — вес единицы длины ротора насоса (вала, втулок, надетых на вал, рабочих колес); ω — частота вращения вала.
В более точных расчетах, в основном при исследованиях, необходимо учитывать все указанные силы.
Тогда выражение, из которого надо найти l, принимает следующий вид:
,
где В, D, Е, С и А — величины, зависящие от параметров ротора насоса, его частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости.
