УДК 621.67.018.2:622.243.954
Разработка экспериментального стенда для создания виброгасящих устройств УЭЦН
*****@***ru
Научный руководитель –
Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачивания из нефтяных скважин, в том числе наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, газ и механической примеси. Установки выпускаются двух видов (модульные и секционные) и трех исполнений (обычное, коррозионностойкое и повышенной износостойкости).
Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что по дебитам центробежные насосы превосходят штанговые насосы, а по энергоемкости они предпочтительнее газлифта.
На рисунке 1 приведена схема оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.
При работе установки насос 6 откачивает жидкость из скважины на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10. Насос 6 приводится в действие погружным электродвигателем 2, электроэнергия к которому подводится с поверхности по кабелю 17. Охлаждение двигателя 2 производится потоком скважинной продукции.
Погружной центробежный насос изготавливают в секционном (ЭЦН) или модульном (ЭЦНМ) исполнении. Установки ЭЦНМ могут работать с жидкостями, содержащими до 0,5 г/л механических примесей, тогда как обычные установки - с жидкостями, содержащими до 0,1 г/л механических примесей. В зависимости от диаметрального габарита применяемых в комплекте установок погружных центробежных электронасосов, электродвигателей и кабельных линий установки условно делятся на 4 группы 5,5А и 6, 6А.[1]
Широко применяются варианты комплектации насосов средней секции с дополнительным входным модулем – приёмной сеткой - вместо нижней секции, а также модуль-головкой – вместо верхней секции. В этом случае насосы называются модульными (тип ЭЦНМ).
Входной модуль служит для приёма и грубой очистки от механических примесей перекачиваемой продукции.
Следует отметить, что модульный принцип компоновки ЭЦН, принят отечественным насосостроением в конце 1980-х годов, а парк модульных ЭЦН в крупных нефтедобывающих компаниях, например, таких как «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР» на сегодняшний день составляет значительную долю (50% и более).[2]
Эксплуатация погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти осуществляется по стратегии наработки скважинного оборудования на отказ.
Отказ – событие, заключающееся в нарушении работоспособности изделия. Применительно к оборудованию УЭЦН, УЭЦНМ выделяютследующие разновидности: отказ установки в целом, отказ насоса, погружного электродвигателя, гидрозащиты, электрокабеля, колонны труб НКТ и т. д.
Начиная с 90-х годов, в промысловой практике появился новый вид отказов, получивший название «полет ЭЦН», заключающийся в аварийном падении погружного насосного агрегата или его частей на забой скважины.
Падение скважинного оборудования сопровождается повреждением забоя скважины, заклиниванием упавшего оборудования в обсадной колонне.
1 – компенсатор; 2 - погружной электродвигатель (ПЭД); 3 – протектор; 4 - приёмная сетка; 5 – сепаратор; 6 – насос; 7 - ловильная головка; 8 - обратный клапан насосный;
9 - спускной клапан; 10 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); 11 – колено;
12 - выкидная линия; 13 - обратный клапан устьевой; 14, 16– манометры; 15 - устьевая арматура; 17 - кабельная линия; 18 - соединительный вентиляционный ящик;
19 - станция управления; 20 – трансформатор; 21 - динамический уровень жидкости в скважине; 22 - пояса для крепления кабельной линии к НКТ; 23 - эксплуатационная колонна скважины
Рисунок 1- Схема оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса
Экономические потери при таких авариях настолько велики, что в статистике отказов УЭЦН они выделены в отдельную форму учета и анализа показателей надежности УЭЦН.
Одной из наиболее значимых причин таких аварий является воздействие вибрационных нагрузок, возникающих в УЭЦНМ в процессе его эксплуатации и приводящих к усталостному разрушению конструкции насоса, либо к развитию стресс-коррозии, в том случае, если эксплуатация оборудования происходит в скважинах с коррозионно-активной средой.
Проблема возникновения вибрации, приводящей к разрушению конструкции насоса, просматривается исключительно в ЭЦНМ отечественного производства в виду особенностей конструкции входного модуля.
Одним из подразделенийнефтедобывающего предприятия была предоставлена информация о статистике аварий типа «полёт» для УЭЦНМ с января по октябрь 2015 года(рисунок 2).Представленные сведения показывают, чтона сегодняшний день проблема снижения количества «полётов» насосного агрегата остается актуальной.
Для исследования воздействия вибрации, на скважинное оборудование и колонну НКТ на кафедре МОНиГП ФГБОУ ВО УГТУ был разработан экспериментальный стенд, позволяющий воссоздавать необходимую величину вибрации, соответствующую той, которая действует на насос и НКТ при их эксплуатации в скважине, а также разрабатывать и испытывать виброгасящие устройства для уменьшения негативного воздействия на насос и НКТ (рисунок 3).
Рисунок 2 – Статистика количества аварий типа «полет ЭЦН» за период:
январь 2015 – октябрь 2015 г
Вибрационный стенд позволяет воспроизводить и измерять величину вибрации при разных скоростях вращения вибронагружающего устройства; при различной величине дисбаланса вибронагружающего устройства, а также при различных углахнаклона испытываемыхэлементов насоса и НКТ.
Вибрационный стенд представляет собой основание 14, жестко закрепленное нафундаменте, регулируемую раму 9, с возможность изменения угла наклона, электродвигаКрутящий момент на вибронагружающее устройство передается с помощью клинового ремня 12 от шкива электродвигателя13 на шкив 10 вала 7. Стенд снабжен съемным нагружающим устройством, выполненным в виде эксцентрика 11. Исследуемыйэлемент насоса (например, модуль-секция 4 с корпусом насоса 2), нижней частью связан со стаканом 8, а в верхней части при помощи болтов 2соединяется с обсадной трубой 3. Стенд позволяет устанавливать разрабатываемые виброгасящие устройства 5 и исследовать их влияние на работу насоса и НКТ.
1 - корпус насоса; 2 - соединение болтовое; 3 - обсадная труба;4 – модуль-секция;
5 - проектируемый виброгаситель;6 – подшипники; 7 – вал; 8 – стакан;
9 - рама (регулируемая);10 - шкив ведомый; 11 – эксцентрик; 12 – ремень;
13 - шкив ведущий; 14 – основание; 15 – электродвигатель.
Рисунок 3 – Стенд динамический
На работающем стенде можно производить измерение как осевой, так и радиальной составляющей вибрации. Величину вибрации на стенде можно регулировать, изменяя дисбаланс вибронагружающего устройства, величина которого зависит от массы эксцентрика 11 и скорости вращения вала 7. Скорость вращения ведомого шкива может изменяться путем смены ведущего шкива 13. Воспроизводимая с помощью стенда величина виброускорения будет находиться в диапазоне от 1м/с2до 40 м/с2 т. к. именно в этом диапазоне возникают негативные воздействия вибрации на насосный агрегат в процессе его эксплуатации в скважине. [3]
Библиографические ссылки:
1.Справочник по нефтепромысловому оборудование / Под редакцией . – М.: Недра, 1983. -560с.
2.Союз производителей нефтегазовогооборудования. Режим доступа:http://www. derrick. ru/?f=z&id=8329;
3. Бочарников, и разрушения в погружных центробежных насосах для добычи нефти [Текст]: Учебное пособие для вузов / , , – Тюмень: ТюмГНУ, 2005 – 141 с.
Подпись автора Подпись научного руководителя
