Техника и оборудование при паротепловой обработке

3.3 Техника и оборудование при паротепловой обработке

При паротепловой обработке используются специальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественная ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением 12 МПа, заграничные “Такума” и КSК.

Парогенераторная установка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.

Таблица 11

Техническая характеристика парогенераторной установки ППГУ- 4/120М

Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

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

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

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 %; cos j = 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

Минимальное напряжение цикла:

s_тin = МПа; (13, стр. 123) (3.16)

s_тin = = 64 МПа

10. Амплитудное напряжение цикла:

s_а =  МПа, (13, стр. 123) (3.17)

s_а = = 43,2 МПа

11. Среднее напряжение цикла:

s_ср = , МПа (13, стр.122) (3.18)

s_ср = = 107,2 МПа

12. Приведенное напряжение цикла:

s_пр = , МПа (13, стр. 123) (3.19)

s_пр =  = 80,6 МПа

Полученное значение приведенного напряжения удовлетворяет требованиям используемой колонны штанг диаметром d = 19 мм с приведенным напряжением s_пр = 90 МПа, из условия s_пр £ [s_пр].

Похожие работы

Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Скачать

69510

14

3

... , характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется. 3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% ...

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Скачать

107713

13

0

... на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.   3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО   3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении Группа механических методов борьбы с ...

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Скачать

316221

40

172

... расчет величины затрат необходимых для внедрения этого проекта в производство. Оценить изменение себестоимости продукции получаемой в цехе первичной переработки нефти и получения битума. В цехе установлено две печи: для нагрева нефти П-1 и для подогрева мазута и пара П-3, после реконструкции должна быть установлена печь, которая полностью заменит обе печи П-1 и П-3. Производительность печи по ...

Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Скачать

152031

0

0

... ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», ...