Подобрать погружной центробежный насос для форсированного отбора жидкости.
Глубина скважины Нскв = 450 м.
Статический уровень считается от устья hs = 195 м.
Допустимый период давления ΔР = 15 атм.
Коэффициент продуктивности К = 80 м2/сут атм.
Жидкость состоит из воды с 27 % нефти γж = 1.
Показатель степени в уравнение притока жидкости n = 1.
Диаметр обводной колонны 300 мм.
Свободного газа в откачиваемой скважине нет, так как он отбирается из межтрубного пространства вакуумом.
Решение:
Определим расстояние от устья скважины до динамического уровня. Перепад давления, выраженный в метрах столба жидкости
ΔР = 15 атм = 15 х 10 = 150 м.
Расстояние динамического уровня:
hα = hs + ΔР = 195 + 150 = 345 м (17)
Найдём требующуюся производительность насоса из давления притока:
Q = КΔР = 80 х 15 – 1200 м3/сут (18)
Для лучшей работы насоса будем эксплуатировать его с некоторым периодом подбора насоса на 20 м под динамический уровень жидкости.
Ввиду значительного дебита принимаем диаметр подъёмных труб и выкидной линии равным 100 мм (4'').
Напор насоса в рабочей области характеристики должен обеспечить следующее условие:
НН ≥ НО + hT + h'Т (19)
где: НН – требующийся напор насоса в м;
НО – расстояние от устья скважины до динамического уровня, т.е. высота подъёма жидкости в м;
hT - потери напора на трение в насосных трубах, в м;
h'Т – напор, требуемый на преодоление сопротивлений в выкидной линии на поверхности, в м.
Вывод диаметра трубопровода считается правильным, если напора по всей его длине от насоса до приёмного резервуара не превышает 6-8 % от общего напора. Общая длина трубопровода
L = H0+1=345 + 55 = 400 м (20)
Потерю напора для трубопровода рассчитывается по формуле:
hT + h'Т = λ 
/d v2/2g (21)
где: λ ≈ 0,035 – коэффициент сопротивления
g = 9,81 м/сек - ускорение силы тяжести
V = Q/F = 1200 х 4/86400 х 3,14 х 0,1052 = 1,61 м/сек скорость движения жидкости
F = π/4 х d2 = 3,14/4 х 0,1052 – площадь сечения 100 мм трубы.
Отсюда:
hT + h'Т = 0,035 х 400/0,105 х 1,61/2 х 9,8 = 17,6 м. (22)
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.
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
Дата: 2019-04-22, просмотров: 489.
