- •15 Условие работы и регулирование привода буровых насосов
- •16 Электропривод буровых насосов по системе авмк и авк
- •19 Электрооборудование вспомогательных механизмов буровых установок (бу)
- •17 Электропривод бурового насоса для бурения скважин свыше 5000м
- •18 Дизель-электрический привод буровых установок (бу)
- •20 Энергетические показатели и баланс мощности при турбинном и роторном бурении
- •21 Характер нагрузки и электрические показатели штанговых скважинных насосных установок
- •22 Выбор приводных электродвигателей станков-качалок
- •23 Регулируемый электропривод скважинных насосных установок
- •24 Электроснабжение и управление электродвигателя станков-качалок
- •30 Выбор электрооборудования бесштанговой насосной установки
- •25 Электроснабжение штанговых насосных установок
- •26 Состав оборудования и выбор погружных агрегатов
- •27 Погружные электродвигатели
- •28 Электроснабжение и управление погружными электродвигателями
- •29 Энергетические показатели механизированных способов добычи нефти
- •31 Классификация взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой промышленности
- •32 Электрооборудование с взрывонепроницаемой оболочкой
- •33 Электрооборудование повышенной надежности против взрыва
- •34 Электрооборудование, продуваемое под избыточным давлением
- •35 Электрооборудование искробезопасного исполнения и с масляным наполнением
- •36 Требования к системам электроснабжения и к электроприводу насосов промысловых насосных станций
- •37 Определение мощности приводных двигателей турбомеханизмов
- •3 8 Нерегулируемый привод турбомеханизма
- •39 Электрооборудование промысловых компрессорных станций
- •40 Самозапуск электродвигателей промысловых компрессорных станций
- •41Электрооборудование насосных станций внутрипромысловой перекачки нефти
- •42 Электрооборудование водяных насосных станций
- •43 Электрообессоливание и обезвоживание нефти
- •1 Тенденции развития электроэнергетики нефтяной и газовой промышленности
- •2 Состояние энергетической базы Республики Коми
- •3 Схемы внешнего и внутреннего энергоснабжения буровых установок
- •4 Требования к электрооборудованию главных приводов буровых установок и выбор их вида
- •5 Электропривод роторного стола. Расчет мощности приводного двигателя
- •6, 7 Электробур
- •8 Автоматическое регулирование подачи долота
- •9 Характеристики и мощность электропривода буровой лебедки
- •10 Общая характеристика и мощность электропривода буровой лебедки (бл)
- •11 Электропривод лебедок серийных буровых установок
- •12 Релейно-контакторные су электроприводами буровых лебедок
- •14 Электропривод буровых лебедок (бл) с асинхронными электродвигателями
- •44.Электрооборудование компрессорных станций магистральных газопроводах.
- •13 Электропривод буровых лебедок с электромагнитными муфтами и тормозами
- •45. Молниезащита и защита от проявлений статического электричества объектов нгп
- •46. Основные характеристики технологических установок мнп. Технологическая схема нпс.
- •47. Электропривод главных и подпорных насосов нпс
- •48. Электрическая защита синхронных двигателей насосов.
- •49. Электроснабжение нпс.
- •50. Регулируемый электропривод цбн кс и насосов нпс.
- •51 Экономия электроэнергии на предприятиях.
- •6 Электробур. Конструкция: схема электроснабжения, защиты и контроля изоляции силовой цепи
- •7 Электробур. Конструкция токоподвода. Частотное регулирование
- •15 Условие работы и регулирование привода буровых насосов
20 Энергетические показатели и баланс мощности при турбинном и роторном бурении
Установки ЭЦН в основном используются при фиксированном отборе жидкости из обводненных пластов. При этом анализ структуры себестоимости добываемой нефти показывает, что энергетические затраты оставляют примерно 35 - 45 % и поэтому повышение эффективности ЭЦН в значительной степени определяется улучшением энергетических сказателей.
В связи с многообразием факторов, влияющих на энергетические показатели установки механизированной добычи нефти, точно определить их значения без проведения экспериментальных исследований не представляется возможным. При экспериментальном исследовании режима работы этих насосов была принята определенная последовательность. 1. Выбирали характерные скважины по типам электронасосов, обводненности, подаче, конструкции скважины и динамическому уровню жидкости в ней. 2. Уточняли все сведения по конструкции и технологическому режиму исследуемой скважины. 3. Замеряли дебит и плотность жидкости, а также обводненность. 4. Непосредственно перед последующим замером электрических параметров находили динамический уровень. 5. Измеряли напряжение, силу тока, активную и реактивную мощность на высокой и низкой стороне автотрансформатора. 6. Замеряли расход активной и реактивной энергии, потребляемой установкой.
Результаты экспериментального определения энергетических показателей при эксплуатации скважин ЭЦН на нефтяных промыслах.
Массовое применение установок ЭЦН может существенно повысить общий коэффициент мощности участка электросети нефтепромысла. Таким образом, более высокий коэффициент мощности установок по сравнению со скважинными насосными установками может оказать некоторое влияние на себестоимость добываемой нефти.
Лишь 25 — 40 % потребляемой энергии затрачивается на совершение полезной работы по подъему жидкости из скважины на поверхность, а остальная часть представляет собой непроизводительные затраты. Таким образом, правильное определение потерь мощности имеет важное значение для установления энергетических затрат и выявления „узких мест" в той или иной конкретной установке.
Для определения составляющих баланса мощности расчет ведется следующим образом.
1. Исходя из суточного дебита жидкости скважины Q (м3), плотности γ (кг/м3) и динамического уровня Н (м), определяем полезную мощность установки: Рпол=QγН/8800.
Затем по характеристикам насоса находим его КПД ηнас, соответствующий заданному режиму работы.
2. Подсчет потерь мощности в подъемных трубах ввиду их малости можно провести ориентировочно, исходя из среднего КПД ηтр= 0,95-0,97: ΔРтр=Рпол(1- ηтр)/ηтр.
3. Определяем мощность насоса и потери мощности в насосе: Рнас=(Рпол+ ΔРтр)/ηнас; ΔРнас=Рнас(1- ηнас).
4. Находим мощность, потребляемую погружным электродвигателем и потери мощности в двигателе: Рдв=Рнас/ηдв; ΔРдв=Рдв(1-ηдв), где ηдв - КПД двигателя, определяется по его характеристикам.
5. Подсчитываем потери мощности в токопроводе: ΔРк=3·10-3I2Rк, где I - сила тока, потребляемого погружным двигателем, А (можно определить по его характеристикам), Rк - сопротивление жилы кабеля в условиях скважины
6. Находим мощность, отдаваемую вторичной обмоткой автотрансформатора и полную мощность установки, потребляемую из промысловой электросети: Рат=Рдв+ΔРк; Рпотр=Рат/ηат. Затем определяют потери мощности в автотрансформаторе, исходя из значения номинального КПД (ηат=0,98). ΔРат=Рпотр(1- ηат).
С целью упрощения расчетов и сокращения времени их проведения составлены номограммы для определения основных слагающих баланса мощности установок ЭЦН.
При пользовании номограммам следует иметь в виду, что если значения исходных параметров выходят за пределы шкал, то необходимо умножить или разделить их на 10 или на 100; такой же пересчет проводится и для найденных значений искомых составляющих баланса мощности. Этим приемом можно воспользоваться также и для отсчета в средних частях шкал, что обеспечит большую точность получаемых результатов.
Анализ потерь в установке, проведенный по этой методике, показывает, что количество потребляемой энергии значительно превышает полезную работу, совершаемую насосом.
Так как большинство рассматриваемых установок работают в режимах, отличающихся от оптимальных, то необходимо систематически проводить организационно-технические мероприятия для обеспечения оптимального режима.