Определение производительности и мощности компрессора

3.2 Определение производительности и мощности компрессора

Определить производительность и эффективную мощность вертикального трехступенчатого компрессора 2СГ-50, завода «Борец» и мощность электродвигателя для привода компрессора.

Диаметр цилиндра низкого давления двойного действия (I ступень) D = 370 мм; диаметр цилиндров высокого давления с дифференциальным поршнем D’ = 230/190 мм (II и III ступени); длина хода поршня S = 250 мм; число ходов в минуту n = 365; рабочий агент — воздух; показатель политропы т = 1,32; число ступеней z = 3.

Давление на приеме цилиндра низкого давления Р₁= ата; конечное давление на выкиде цилиндра высокого давления Р₂ = 51 ата; индикаторный к.п.д ; механический к.п.д коэффициент подачи .

Привод от электродвигателя осуществляется через клиноременную передачу.

1. Производительность компрессора, отнесенная к условиям всасывания на приеме (в м³/ мин):

(16)

где коэффициент 2 учитывает процесс двойного действия в цилиндре низкого давления.

Величина коэффициента подачи  колеблется в пределах  в зависимости от степени сжатия рабочего агента, изношенности цилиндра и качества охлаждения. В расчете  принят равным 0,65.

Подставляя значения D, n, S и , получим

.

2. Эффективная мощность компрессора определяется по формуле:

3. Мощность электродвигателя подсчитаем по формуле

(17)

где k₃- коэффициент запаса мощности () на случай падения напряжения в сети, а также перегрузки из-за отклонения от нормальной работы компрессора; - к.п.д для клиноременной передачи принимается 0,98.

Исходя из потребной мощности для данного компрессора, может быть принят электродвигатель с короткозамкнутым ротором ДАМСО мощностью 200 квт, 6 кв, 740 об/мин.

4.  Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

1.  Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2.  Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.  Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

4.  В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

5.  Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

6.  При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

7.  Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

8.  В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

9.  На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

10.  Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

11.  Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

12.  После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

13.  Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

14.  Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

15.  Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

16.  Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

17.  Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

18.   Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

19.  Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.

20.  При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

21.  В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

·  ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;

·  контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

Похожие работы

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

Скачать

72965

2

27

... в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. 2.3.  Наземное оборудование   2.3.1. Компрессорная станция При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной ...

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

Скачать

9421

0

2

... давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации. При добыче газа фонтанный способ является основным. Газлифтный способ добычи нефти. После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную ...

Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

Скачать

224643

3

7

... , прохождение шаблона до необходимой глубины. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Уменьшение потерь нефти. Ремонты скважин, оборудованных пакерами. Герметичность пакера, увеличение дебета нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды. Зарезка и бурение второго ствола. Выполнение запланированного объема работ. Ремонт нагнетательных скважин. Герметичность колонны и ...

Макет фонтанной арматуры

Скачать

41181

1

11

... газонефтяной смеси, поднимающейся к устью. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин наиболее экономичен и выгоден. Выбрав темой диплома данный способ эксплуатации и наглядно продемонстрировав макет фонтанной арматуры крестового типа, я закреплю свои знания, а также обеспечу учебный кабинет техникума наглядным пособием. Модель-макет фонтанной арматуры крестового типа предназначен в качестве ...