Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Января 2014 в 16:55, курсовая работа
В проекте проработан комплекс вопросов по модернизации электропривода установки электроцентробежного насоса добычи нефти. Предложена и обоснована постановка преобразователя частоты фирмы «Триол» на УЭЦН. В проекте были произведены расчёты электромеханических процессов, протекающих в электроприводе в статическом и динамическом режимах. Расчёты производились с помощью компьютерной программы Mathlab, результаты представлены в виде графиков в пояснительной записке. Также в работе было рассчитано электроснабжение данной установки.
При решении задач создания новых видов оборудования и технологических объектов необходимо учитывать специфику как нефтедобычи, так и освоения нефтяных месторождений. К специфике нефтедобычи относится прежде всего то, что оборудование работает под открытым небом, под воздействием атмосферных условий и отмечено непостоянство добычи нефти в различные периоды эксплуатации месторождения. Признано целесообразным оснащать нефтедобывающие предприятия оборудованием в блочном транспортабельном исполнении. Это позволяет наращивать или сокращать производственные мощности в зависимости от условий периода разработки нефтяного месторождения, что способствует повышению коэффициента использования оборудования до максимального значения. Вместе с тем блочный принцип позволяет значительно ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения индустриальных методов и резкого сокращения объема строительно-монтажных работ непосредственно на промысловых площадях. Изготовленное специализированными заводами блочное оборудование поставляется нефтедобывающими предприятиями комплектно со всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Создание технологических установок на специализированных заводах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше, позволяет решить проблему организации крупносерийного производства автоматизированного оборудования в объемах, обеспечивающих потребность всей отрасли, что обеспечит высокое качество и надежность его.
При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие: автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты; полная местная автоматизация, исключающая необходимость постоянного присутствия на объекте оперативного обслуживающего персонала; минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления; автоматический сбор и переработка информации; автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов. Предусматривается телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривается дистанционный контроль по многопроводным каналам связи установок: сепарационных, подготовки нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти. Основными положениями определены номенклатура контролируемых параметров, периодичность контроля и сигнализация от каждого технологического объекта.
Технологическая схема нефтедобывающего предприятия изображена на рис. 1.9.1.
Рис.1.9.1 Технологическая схема нефтедобывающего предприятия: I — нефть; II — вода; III — газ
Газонефтяная смесь с примесью воды си глубиннонасосных 1, фонтанных 2 и газлифтных 3 скважин поступает по одному трубопроводу на автоматизированную групповую измерительную установку (ГУ) 4, где каждая скважина автоматически по заданной программе подключается к измерительному устройству. После измерения дебитов жидкости и газа газожидкостная смесь от ГУ поступает в сепарационную установку 7, где происходит частично отделение газа от жидкости. Далее продукция скважин по одному трубопроводу направляется в автоматизированную блочную сепарационную установку, где осуществляется отделение газа от жидкости (первая ступень сепарации). Продукция обводненных скважин по двум трубопроводам - безводной и обводненной нефти - после измерения транспортируется на центральный пункт подготовки нефти газа и воды (ЦППН). При добыче нефтей с большим содержанием парафина и большой вязкостью применяют блочные автоматизированные подогревающие печи 5 типа УН-0,2, в которых нефть подогревается, чем создаются условия для нормальной работы ГУ и для транспортировки нефти до ЦППН. В случае низких буферных давлений эксплуатационных скважин для транспортивки нефти по системе нефтепромыслового сбора применяют сепарационные установки 8 с откачкой или дожимные насосные станции (ДНС) 9. Из сепарационных установок 7 и 8 нефть направляется в концевые сепарационные установки 10. В случае большого содержания воды (выше 30%) в транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки с предварительным сбросом воды 11. После установок 10 водонефтяная смесь поступает сначала в деэмульсационную установку 12, где происходят обезвоживание и обессоливание, а затем в стабилизационную установку 13 (горячевакуумная сепарация), предназначенную для извлечения из нефти легких углеводородных фракций. На установке 14 осуществляются учет товарной нефти по объему и массе и откачка ее на головные сооружения магистрального нефтепровода. Если обводненность нефти, поступившей на установку 14, превышает допустимые нормы, нефть автоматически возвращается на повторную обработку в деэмульсационную установку 12. Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках 7, 8, 10 и в установке предварительного обезвоживания 11 компрессорными станциями 15 и 16 подается на газоперерабатывающий завод 17 и на газораспределительные пункты 6, откуда он поступает на нефтяные скважины, эксплуатируемые газлифтным способом. Отделившаяся на обезвоживающих установках 11 и 12 пластовая вода поступает на установки очистки пластовых вод 18, где она очищается для использования ее в системе поддержания пластового давления. С установок очистки вода подается на блочные автоматизированные кустовые насосные станции 21, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины 22. На кустовые насосные станции подается также вода с водозаборных 19 и очистных 20 сооружений. Нефтепромысловое обустройство в настоящее время осуществляется с учетом максимальной централизации наиболее сложных объектов - центральных пунктов сбора и подготовки нефти, воды и газа.
На объектах добывающих предприятий России основным видом добычи является механизированный. Наиболее перспективным способом является откачка нефти из скважины с помощью электроцентробежных погружных насосов. Этот вид механизации является наиболее экономичным как наименее энергоемкий и обеспечивающий возможности эксплуатации скважины при различных геологических и технологических условиях.
УЭЦН предназначены для
Климатические исполнение погружного оборудования – 5, наземного электрооборудования – I ГОСТ 15150-69.
Центробежные насосы получили широкое распространение, поскольку они дают большой напор при заданных подачах жидкости и ограниченных габаритах насоса. Монтаж оборудования ЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов.
На рис. 1.11.1 представлены основные элементы бесштанговой насосной установки.
Рис.1.11.1 Скважина, оборудованная установкой УЭЦН
1- погружной электродвигатель, 2- протектор, 3- погружной центробежный насос, 4- кабель, 5- станция управления, 6- трансформатор, 7- барабан, 8- преобразователь частоты, 9- шкиф
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 1. Вращая вал насоса 3, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом водонефтяная жидкость проходит через фильтр и нагнетается по подъемным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан.
Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.
Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину на НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими скобами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим скобами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны.
Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.
1.12 ПОГРУЖНОЙ ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС
Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов рис.1.12.1 Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол.
Рис.1.12 Центробежный многоступенчатый насос ЭЦН
1- верхняя секция с ловильной головкой; 2- нижняя секция; 3- шлицевая муфта; 4- опорная пята; 5- корпус подшипника; 6- направляющий аппарат; 7- рабочее колесо; 8- корпус; 9- вал; 10- шпонка; 11- подшипник скольжения; 12- защитная втулка; 13- основание; 14- приемная сетка; 15- приводная муфта
Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.
Рабочие колеса устанавливаются на едином для секции валу и удерживается от поворота призматической шпонкой. Каждое рабочее колесо может свободно перемещаться по валу в осевом направлении, но опирается на индивидуальную для каждой ступени насоса пяту, состоящую из опорного бурта направляющего аппарата и антифрикционной шайбы из неметаллического материала, чаще всего текстолита, запрессованной в расточку рабочего колеса.
Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.
В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.
1.13 ПОГРУЖНОЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ
Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм.
Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным (см. рис.1.13.1).
Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы – его герметичность.
ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом с пробивным напряжением не менее 30 кВ, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.
Погружной электродвигатель состоит из двух сборочных единиц: электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и переводника. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Фазы обмотки соединены.
Рис. 1.13.1 Электродвигатель серии ПЭД
1 - муфта; 2 - радиально-опорный узел; 3 - верхняя головка со штепсельной колодкой; 4 - вал; 5 – циркуляционная турбина; 6 - статор; 7 – ротор; 8 – подшипник скольжения; 9 - масляный фильтр; 10 – основание с обратным клапаном
Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода.