Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" (стр. 7 из 13)

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Привод основного оборудования осуществляется от тягового двигателя автомобиля, управление работой установки - из кабины водителя.

Таблица 12

Техническая характеристика ППУА- 1200/100

Монтажная базаМаксимальная температура 0СМаксимальное давление пара, МПаПрименяемое топливоМаксимальный расход топлива, кг/чРесурс работы установки (по запасу воды на максимальной производительности) чМасса (с заправочными емкостями), кг

Шасси авт. КрАЗ 255Б или КрАЗ 25731010Дизельное83,23,519200 или 18380

Агрегаты АДПМ

Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы управления.

Таблица 13

Техническая характеристика агрегатов АДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150

Подачи по нефти м3/чМаксимальная температура нагреванефти 0СбезводнойРабочее давление пара на выходе. МПаТеплопроизводительность агрегата гДж

АДПМ-12/15012150122133,22

2АДПМ-12/15012150122133,22

Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти

3.4 Подбор основного глубинно-насосного оборудования по скважине

Исходные данные:

Lп = 1200 м Ру = 1,6 МПа

Рпл = 16,8 МПа Gо = 8,4 м³/ т

Рзаб = 13,5 МПа ρ_в = 1170 кг/ м³ ρ_н = 875 кг/ м³

в = 1,027

Д = 146 мм Насос – 225-ТНМ

К = 20,6 т/ сут·МПа Станок-качалка – СКД-6-2,5-2800

п = % Число качаний n = 5

d_нкт = 73 мм = 2,5 Длина хода L = 2,5 м

Q = 19,0 м³/ сут.

Определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока при

п = 1:

Q = К·(Р_пл – Р_заб)^п, т/ сут, (5, стр. 130) (3.1)

где: К – коэффициент продуктивности, т/сут;

Р_пл – пластовое давление, МПа;

Р_заб – забойное давление, МПа;

п. – показатель фильтрации при линейной зависимости Q = Р; п =1.

Q = 20,6·(16,8 – 13,5) = 68 т/ сут.

глубина спуска насоса Lп = 1200 м.

Плотность смеси при п_в = 53%:

р_см =

, кг/ м³ (5, стр. 130)(3.2)

где: ρ_н – плотность нефти кг/ м³,

ρ_г – плотность газа, кг/ м³

ρ_в – плотность воды, кг/ м³

n_в – содержание воды в продукции скважины, %

в – объемный коэффициент смеси.

ρ_см =

=1018 кг/ м³

Необходимая теоретическая производительность установки при коэффициенте подачи η = 0,6 – 0,8:

Q_об =

, м³/ сут, (13, стр.195) (3.3)

где Q_об – планируемый отбор, т/ сут.

Q_об =

= = 45 м³/ сут.

4. По диаграмме области применения СКД6 и СКД8 определяем тип СК.

Lп = 900 м, Q_об = 45 м³/сут, d_насоса = 57 мм. По глубине спуска насоса и дебиту выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса: СКД6-2,5-2800 – станок-качалка нормального ряда дезаксиальный, максимальная длина хода устьевого штока – 25 дм, номинальный крутящий момент на валу редуктора – 28 кН·м. Максимальное число качаний п = 14 в минуту.

5. Выбираем тип насоса:

НСН-1 – до 1200 м,

НСН-2 – от 1200 до 1500 м,

НСВ-1 – от 1500 до 2500 м,

НСВ-2 – свыше 2500 м.

Выбираем НСН-1, который спускается на глубину до 1200 м, поскольку Lп = 900 м.

6. Выбираем насосно-компрессорные трубы по диаметру насоса d_н = 57 мм, выбираем d_нкт = 73 мм.

7. По рекомендациям таблиц выбираем конструкцию штанг исходя из данных:

d_н = 57 мм, L_п = 900 м. Конструкция колонны штанг одноступенчатая: диаметр штанг d_ш = 19 мм. Максимальная глубина спуска насоса при данной конструкции колонны L_п = 920 м, штанги изготовлены из стали 20НМ, нормализованной при [σ_пр] = 90 МПа.

8. Число качаний балансира станка-качалки:

n =

, кач/мин, (13. стр. 195) (3.4)

где Q – заданная фактическая производительность установки, т/ сут;

F_пл – площадь поперечного сечения плунжера;

S – длина хода полированного штока, м;

η = 0,8 – КПД станка-качалки;

1440 – число минут в сутках, 24·60 = 1440 мин;

ρ_см – плотность смеси.

n =

= = 4,855 » 5 кач/ мин.

9. Площадь поперечного сечения плунжера:

F_пл =

, м², (13. стр. 111) (3.5)

где d_п – диаметр насоса, d_п = 57 мм.

F_пл =

= 0,00255 м²

10. Определяем необходимую мощность и выбираем тип электродвигателя для привода СК:

N =

,(13, стр. 133)(3.6)

где η_н = 0,9 – КПД насоса;

η_ск = 0,82 – КПД станка-качалки;

η = 0,7 – коэффициент подачи насосной установки;

К = 1,2 – коэффициент степени уравновешенности станка-качалки;

Н – динамический уровень;

ρ_см – плотность смеси, кг/ м³;

n – число качаний в минуту;

S_шт – длина хода полированного штока, м;

D_пл – диаметр плунжера насоса

N =

=33,88 кВт

11. По полученной мощности двигателя N = 33,88 кВт подбираем тип двигателя по справочнику АОП2 – 82 – 6. Параметры двигателя: номинальная мощность

Р_н = 40 кВт; частота вращения вала 980 об/ мин; КПД – 91,5 %; cosj = 0,89;

М_пуск / М_ном = 1,8; М_макс / М_n = 2,2; I_пуск / I_n = 7,5. (13, стр.255)

3.5 Определение экстремальных нагрузок, действующих на головку балансира

1. Вычисляем критерий Коши:

j =

, (13, стр.117) (3.7)

где n – число качаний балансира в минуту;

L – глубина спуска насоса, м;

а – скорость звука в колонне штанг, м/с – для одноступенчатой колонны, а = 4600 м/с;

j =

= = 0,102

2. Максимальная нагрузка, действующая на головку балансира:

Р_тах = Р_ж + Р_ш*

, (13, стр. 117) (3.8)

где Р_ж – вес столба жидкости над плунжером;

Р_шт – вес колонны штанг;

в – коэффициент потери веса штанг в жидкости;

S – длина хода полированного штока, м;

n – число качаний балансира в минуту;

- коэффициент, учитывающий вибрацию штанг;

3. Коэффициент потери веса штанг в жидкости:

в =

, (13, стр. 115) (3.9)

где ρ_шт = 7850 кг/ м³ – плотность штанг;

ρ_ж = 875 кг/м³ – плотность нефти;

в =

= 0,89

4. Коэффициент, учитывающий вибрацию штанг:

j =

= 5,85⁰ (5, стр. 193) (3.10)

tgj = 5,85⁰ = 0,1025;

5. Вес колонны штанг в жидкости:

Р_шт = q_ср*L(13, стр.115 ) (3.11)

q _ср = q*g, (13, стр. 115) (3.12)

где q = 2,35 кг – масса 1 м штанг d = 19 мм;

g = ускорение свободного падения;

q_ср = 2,35*9,81 = 23,05

Р_шт = 23,05*900 = 20745 Н

6. Вес жидкости в трубах:

Р_ж = F_пл*L*ρ_см* g, (13, стр. 115) (3.13)

где F_пл – площадь сечения плунжера;

Р_ж =

*900*1018*9,81 = 22923,4 Н

Р_тах =

= 42114 Н » 42кН

7. Минимальная нагрузка на головку балансира:

Р_тiп = Р_шт*

(5, стр.193) (3.14)

Р_min = 20745*

= 17923.6 Н » 17 кН

Определяем максимальное напряжение цикла:

s_тах =

, МПа, (13, стр. 123) (3.15)

где f_шт – плошадь поперечного сечения штанг d_шт = 19 мм

ѓ_шт =

, м²,

ѓ_шт =

= 2,8*10^{-4 м2}

s_тах =

= 150,4 МПа