Смекни!
smekni.com

Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из скважин (стр. 8 из 8)

Потребный напор насоса

НН = НО + hT + h'Т = 345 + 17,6 = 363 м (23)

Проверим правильность выбора 100 мм (4'') труб.

hT + h'Т/ НН х 100 = 17,6 х 100/363 = 48 % < 6 % (24)

Условие относительно диаметра трубопровода соблюдается, следовательно, 100 мм трубы выбраны правильно.

По напору и производительности подбираем подходящий насос. Наиболее удовлетворяющим является агрегат под маркой 18-К-10, что означает: насос состоит из 18 ступеней, мотор его имеет мощность 10х20 = 200 л.с. = 135,4 кВт.

При питании током (60 периодов в секунду) ротор мотора на стенде даёт n1 = 3600 об/мин и насос развивает производительность до Q = 1420 м3/сут.

Пересчитываем параметры выбранного агрегата 18-К-10 на нестандартную частоту переменного тока – 50 периодов в минуту: n = 3600 х 50/60 = 300 об/мин.

Для центробежных насосов производительности относятся как числа оборотов Q = n/n1, Q = 3000/3600 х 1420 = 1183 м3/сут.

Далее выбираем номера агрегата 18-К-10, обеспечивающий напор Н = 427 м.

Так как напоры относятся как квадраты чисел оборотов, то при n = 3000 об/мин насос обеспечит напор.

Н'Н = n2/n1 х 427 = 3000/3600 х 427 = 297 м (25)

Чтобы получить требуемый номер НН = 363 м, надо увеличить число ступеней насоса.

Напор, развиваемый одной ступенью насоса равен n = 297/18 = 16,5 м. Чтобы иметь напор НН = 363 м, требуется ступеней х = 363/16,5 = 22 ступеней. С небольшим запасом возьмём 23 ступеней, тогда марка нашего насоса будет 23-К-10.

Напор приспособления насосов к индивидуальным условиям в каждой скважине рекомендуется инструкцией.

Рабочая мочка с производительностью 1200 м3/сутки находится на пересечении наружной кривой и кривой характеристики трубопровода. Продолжив перпендикуляр вверх, найдём значение КПД агрегата η = 0,44 : cosφ = 0,83 электромотора. По этим значениям проверим мощность, потребляемую электродвигателем агрегата из сети переменного тока N = Q НН х 1000/86400 х 102 η х cosφ = 1200 х 363 х 1000/86400 х 102 х 0,44 х 0,83 = 135,4 кВт. Иначе говоря, электродвигатель агрегата будет мощностью загружен.

4. Охрана труда

На предприятиях составляется и утверждается главным инженером график проведения проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры и других источников возможных выделений сероводорода.

Для перекачки сероводородсодержащих сред должны использоваться насосы с двойным торцовым уплотнением или с электромагнитными муфтами.

Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газоконденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сероводорода и других вредных веществ выше ПДК – нейтрализации.

До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений.

Перед осмотром и ремонтом, ёмкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания природных отложений. По дезактивации пирофорных соединений должны осуществляться мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ либо других методов, отмывающих системы аппаратов от этих соединений.

Во избежание самовозгорания природных отложений, при ремонтных работах, все узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).

При наличии на объектах добычи газо- и продукта с большим геометрическим объёмом, необходимо секционировать их путём автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 – 4000 м3 сероводорода.

На установках в помещениях и на промплощадках, где возможно выделение сероводорода в воздух рабочей зоны, должен осуществляться постоянный контроль воздушной среды и сигнализации опасных концентраций сероводорода.

Место установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяется проектом обустройства месторождения с учётом плотности газов, параметров изменяемого оборудования, его размещения и рекомендации поставщиков.

Контроль за состоянием воздушной среды на территории промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом датчиков на диспетчерский пункт.

Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику предприятия, а в аварийных ситуациях – газоспасательной службой с занесением результатов в журнал.


Заключение

Установки погружных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти из скважин нашли широкое применение на скважинах с большим дебитом, так насос и электродвигатель подобрать под любую большую производительность не представляет большего труда.

Промышленность России выпускает насосы с широким диапозоном производительности, тем более что, производительность и высоту подъёма жидкости от забоя на поверхность можно регулировать меняя число секций насоса.

Использование центробежных насосов возможно при различных величинах подач и напоров по причине «гибкости» характеристики, однако практически подача насоса должна находиться внутри «рабочей части» или «рабочей зоны» характеристики насоса. Эти рабочие части характеристики должны обеспечивать наиболее экономичные режимы эксплуатации установок и минимальный износ деталей насосов.

Компания «Борец» производит полнокомплектные установки погружных электроцентробежных насосов различных вариантов комплектации, отвечающие мировым стандартам, предназначенные для эксплуатации в любых условиях, в том числе в осложнённых с повышенным содержанием мехпримесей, газосодержания и температуры перекачиваемой жидкости, рекомендуется для скважин с высоким газовым фактором и нестабильным динамическим уровнем, успешно противостоят отложению солей.


Список литературы

1. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа: - М.: Недра, 1983. - С.140

2. Актабиев Э.В., Атаев О.А. Сооружения компрессорных и нефтеперекачивающих станций магистральных трубопроводов: - М.: Недра, 1989. – С.290

3. Алиев Б.М. Машины и механизмы для добычи нефти: - М.: Недра, 1989. – С.232

4. Алиева Л. Г., Алдашкин Ф. И. Бухгалтерский учет в нефтяной и газовой промышленности: - М.: Тема, 2003. – С.134

5. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов: - М.: Недра, 1992. – С.321

6. Бородавкин П.П., Зинкевич А.М. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов: - М.: Недра, 1998. – С.149

7. Бухаленко Е.И. и др. Монтаж и обслуживание нефтепромыслового оборудования: - М.: Недра, 1994. – С.195

8. Бухаленко Е.И. Нефтепромышленное оборудование: - М.: Недра, 1990. – С.200

9. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию: - М.: Недра, 1990. – С.120

10. Вирнавский А.С. Вопросы эксплуатации нефтяных скважин: - М.: Недра, 1997. - С.248

11. Марицкий Е.Е., Миталев И.А. Нефтяное оборудование. Т. 2: – М.: Гипронефтемаш, 1990. – С.103

12. Марков А.А. Справочник по добыче нефти и газа: - М.: Недра, 1989. – С.119

13. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважных насосных установок: - М.: Недра, 1987. – С.126

14. Михайлов К.Ф. Справочник механика нефтепромыслов: - М.: Гостехиздание, 1995. – С.178

15. Мищенко Р.И. Нефтепромысловые машины и механизмы: - М.: Гостехиздание, 1984. - С.254

16. Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы: - М.: Недра, 1985. – С.184

17. Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: - М.: Недра, 1989. - С. 260

18. Овчинников В.А. Нефтяное оборудование, т.II: - М.: ВННи нефтемашин, 1993. – С.213

19. Раабен А.А. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования: - М.: Недра, 1987. - С.180

20. Руденко М.Ф. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: - М.: Труды МИНХ и ГТ, 1995. – С.136