1.ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

1.1.Технологический процесс добычи и сбора нефти

В настоящее время, на Приобском месторождении, добыча нефти ведется как на левом берегу (эксплуатационный участок), так и на правом (участок № 1). Вновь проектируемые участки № 2 и № 3 находятся на правобережной части Приобского месторождения, № 4 и № 5- на левобережной части месторождения (№ 5- на островной части левого берега).

Технологический процесс добычи и сбора нефти на правобережной части Приобского месторождения осуществляется следующим образом.

Нефть и газ, поступающие на поверхность из скважин по трубопроводам подаются на автоматизированную групповую замерную установку, в которой осуществляется измерение количества нефти и воды. После этого нефть и газ по сборному коллектору поступают на дожимную насосную станцию (ДНС), расположенную на площадке ЦПС-2. На ДНС установлены сепараторы первой ступени, в которых происходит отделение газа от жидкости (нефть + вода) и далее они транспортируются по отдельным трубопроводам. Нефть поступает на установку подготовки нефти (УПН), а газ на компрессорную станцию (КС). На УПН нефть обессоливается и обезвоживается, после чего она поступает на автоматизированную установку товарной нефти. Если нефть окажется некондиционной по содержанию воды и солей, она автоматически направляется назад, в УПН, для доведения ее качества до нормы.

Система поддержания пластового давления (ППД) на правобережной части Приобского месторождения решается за счет существующей КНС-1 и КНС-1А, 3, 4 находящихся в стадии строительства. Источником водоснабжения здесь являются сеноманские скважины, установки предварительного сброса воды (УПСВ)- пластовая вода и карьеры, на которых расположены плавучие насосные станции.

Нефтяные скважины оснащаются средствами местного контроля над давлением, измеряется также дебит скважин. Вода, которую отделили от нефти, очищается и по трубопроводам подается в скважины для поддержания пластового давления.

Основными составляющими процесса добычи и сбора нефти являются:

• буровые установки (до 1,9 МВт);

• установки механизированной добычи нефти, оборудованные ЭЦН (до 180 кВт единичной мощности);

• дожимные насосные станции (до 4,8 МВт);

• кустовые насосные станции (до 8 МВт);

• компрессорные станции (до 5 МВт);

1.2.Технологический процесс бурения скважин

На Приобском месторождении, как в основном на месторождениях Западной Сибири применяется вращательный способ бурения скважин.

Собственно бурение скважин представляет собой совокупность следующих трех основных, взаимосвязанных процессов:

1. разрушения горной породы, т.е. процесса образования ствола скважины породоразрушающим инструментом;

2. очистки забоя от выбуренной породы и выноса ее из ствола скважины на поверхность;

3. спуска породоразрушающего инструмента в скважину и его подъема для замены.

Все механизмы буровой установки делятся на основные (ротор, спускоподъемный агрегат, буровые насосы) и вспомогательные.

На Приобском месторождении применяются как российские буровые установки (БУ), так и французские. Расчет мощности приводных электродвигателей произведем по исходным данным БУ-3000-ЭУК (российского производства), с буровым насосом типа У8-4.

Для предварительного определения потребной мощности двигателя лебедки наиболее простой является формула [1]:

(1.1)

где Q_ном- номинальная грузоподъемность на крюке, кН;

V_кр–установившаяся скорость подъема крюка с номинальной нагрузкой, соответствующая оптимальному значению скорости, м/с;

_п.у–КПД подъемной установки от вала двигателя до крюка при номинальной грузоподъемности,_п.у=0,70,8;

k_п–коэффициент возможной перегрузки двигателя,k_п=1,31,45.

Данные по скорости подъема и грузоподъемности для БУ-3000-ЭУК в зависимости от передачи трансмиссии приведены в табл.1.1.

Таблица 1.1

Зависимость скорости подъема инструмента и грузоподъемности от передачи

Передача	Скорость подъема крюка, м/с	Грузоподъемность, т
1	0,24	170
2	0,44	115
3	0,6	80
4	0,6	80
5	1,1	44
6	1,6	27

Определим мощность двигателя лебедки для каждой передачи.

Для первой передачи:

Для второй передачи:

Для третьей, четвертой передачи:

Для пятой передачи:

Для шестой передачи:

Электродвигатель выбираем исходя из условия, что его номинальная мощность, должна быть больше чем наибольшая расчетная мощность на какой либо передаче. Т.е. должно выполняться условие:

(1.2)

Выбираем из источника [1] асинхронный электродвигатель типа АКБ-13-62-8, с техническими данными, представленными в табл.1.2.

Таблица 1.2

Технические данные АКБ-13-62-8

Рн, кВт	Uн, В	nсинхр, об/мин	Iс.н, А	λ	cos 	, %
550	6000	740	59	2,5	0,87	93,5

Мощность приводного двигателя насоса определим по формуле:

(1.3)

где _п– коэффициент подачи,_п=0,9;

Q_т–максимальная теоретическая подача, м³/с;

Р – полное давление нагнетания при максимальной подаче, Па;

а – коэффициент, учитывающий возможность длительной перегрузки насоса, а=1,051,1;

_н– полный КПД насоса,_н=0,8;

_{п. н}– КПД передачи между двигателем и насосом,_{п. н}=0,96.

Полное давление нагнетания определяется в соответствии с формулами из курса бурения. Гидравлические характеристики бурового насоса У8-4 приведены в табл.1.3.

Таблица 1.3

Характеристики бурового насоса У8-4

Диаметр поршневых втулок, мм	Объемная наибольшая подача, дм^3/с	Наибольшее давление на выходе, кгс/см^2
170	35,5	90
160	31	110
150	27	125
130	19,5	172
120	16,3	200

Найдем мощность электродвигателя насоса для втулок диаметром 170 мм:

Для втулок диаметром 160 мм:

Для втулок диаметром 150 мм:

Для втулок диаметром 130 мм:

Для втулок диаметром 120 мм:

Исходя из выше сделанных расчетов, по условию (1.2) выбираем из справочника [1] синхронный электродвигатель типа СДЗБ-13-42-8, с техническими данными, представленными в табл.1.4.

Таблица 1.4

Технические данные СДЗБ-13-42-8

Рн, кВт	Uн, кВ	, %	nсинхр, об/мин	cos 
450	6	94	750	0,9