Магистральный насос для нефти

Содержание

Чтобы обеспечить поступательное движение жидкости в трубопроводе, требуются силы, поддерживающие такое движение. Этих сил три: толкающие силы давления, силы тяжести и противодействующие движению силы трения. На участках подъема силы тяжести противодействуют движению, а на участках спуска суммируются с силами давления и помогают движению. Поскольку наибольшее торможение жидкости происходит на внутренней поверхности трубы, то на оси трубы жидкость движется быстрее, чем у ее стенок, поэтому вследствие вязкости между слоями жидкости возникают силы трения, способствующие переходу механической энергии в тепло, т. е. потери механической энергии.

Именно по этой причине напор (суммарный потенциал сил давления и сил тяжести) в трубопроводах уменьшается от начала каждого участка по мере приближения к его концу. Вот почему для продолжения движения необходимо через определенное расстояние (для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов оно составляет, как правило, 100–120 км) поднимать давление в трубопроводе, т. е. заставлять жидкость перетекать из области меньшего давления в конце каждого участка в область более высокого давления в начале следующего участка. Эту задачу решают устройства — насосы или объединения из нескольких насосов — насосные станции (НПС — нефтеперекачивающими станциями).

Итак, что же такое насосы? Для чего они нужны и как перекачивают нефть? Отметим главное: насосы — это устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением давления (линии всасывания) к сечению с большим значением давления (линии нагнетания).

Существует великое множество различных конструкций таких устройств, обобщенно называемых насосами. Это всем известные поршневые насосы (как те, которыми надувают мячи и автомобильные колеса), фрикционные насосы (увлекающие жидкость против сил давления силами трения), шестеренчатые насосы (состоящие из шестеренок, вращающихся в противоположных направлениях на параллельных осях и выдавливающие высоковязкую жидкость из полости с меньшим давлением в полость с большим давлением), шнековые насосы (шнек от нем. — улитка), которые наподобие бытовой мясорубки принуждают транспортируемую среду (мясо) двигаться против сил сопротивления и т. п.

Однако в трубопроводном транспорте наибольшее распространение получили так называемые центробежные насосы. В центробежных насосах, используемых для перекачки нефти, жидкость перемещается от сечения с меньшим давлением к сечению с большим давлением центробежной силой, возникающей при быстром вращении рабочего колеса с профильными лопатками. Каждый центробежный нефтеперекачивающий агрегат состоит из двух основных частей: привода, вращающего вал насоса (как правило, это мощный электродвигатель), и центробежного нагнетателя, внутри корпуса (статора) которого находится рабочее колесо с профильными лопатками. С помощью этих лопаток нефть перемещается из области низкого давления (линии всасывания) в область высокого давления (линию нагнетания).

Нефть из линии всасывания (1) попадает внутрь рабочего колеса (2) в осевой его части. Колесо закреплено на массивном вале (3), приводимом во вращение приводом — электродвигателем (на рисунке не показан). Центробежная сила инерции заставляет нефть перемещаться от центра к периферии колеса в линию нагнетания (4) насоса, создавая тем самым в линии нагнетания давление большее, чем в линии всасывания.

Насосы располагают в порядке возрастания подачи от 125 до 12 500 м3/ч. Нефтяным насосом с самой большой подачей является насос НМ 10000-210 с подачей 10 000 или 12 500 м3/ч. Маркировка расшифровывается так: «Насос магистральный с подачей (расходом) 10 000 м3/ч и напором 210 м». Развиваемый насосом дифференциальный напор — это создаваемое им увеличение давления, выраженное в метрах столба транспортируемой жидкости.

Добывать нефть начали примерно 7000 лет назад. Первые нефтяные промыслы были открыты археологами по берегам Нила и Евфрат и датированы примерно 5000-ым годом до нашей эры. Уже тогда ее применяли в качестве топлива, а ее производные для строительства дорог и бальзамирования усопших.

В современной истории первые упоминания о нефти можно встретить во времена Бориса Годунова, и называлась тогда нефть «густа», т.е. горючая вода. Но, до второй половины 19-го века ее добывали только в глубоких колодцах. Когда же доказали, что из нефти можно делать керосин для освещения, стали разрабатываться методы бурения шахт, используя для добычи нефти насосы.

Виды нефтяных насосов

Среди современных способов добычи и переработки нефти можно выделить несколько основных видов насосов для перекачки нефтепродуктов:

эрлифт;
газлифт;
УЭЦН – установки электроцентробежных насосов;
УЭВН – установки электровинтовых насосов;
ШСН – установки штанговых скважинных нососов.

Нефтяные насосы на месторождении

У каждой категории есть свои преимущества, свои недостатки, свое назначение. Рассмотрим каждую из них более подробно.

Эрлифт

Это струйные электронасосы для добычи нефти, которые выглядят как вертикальные трубы, нижним концом погруженные в жидкость. В нижнюю часть трубы под давлением подается воздух, образуется пена, которая начинает подниматься на поверхность за счет разницы давлений между пеной и нефтью.

Достоинство эрлифта: неограниченный источник воздуха, для накачки в трубу. Недостаток: слишком маленький КПД.

Газлифт

В отличие от эрлифта, в газлифт закачивают не воздух, а газ, поэтому, это так называемый самовсасывающий газовый насос. Дальнейший принцип действия тот же: по трубе газ накачивается в башмак, смешивается с нефтью, и поднимается вверх на разнице образованного давления.

Достоинство газлифта: гораздо больший по сравнению с эрлифтом КПД. Недостаток: обязательные установки для подогрева нагнетаемого газа (ППГ-1), чтобы избежать проблем и избыточным гидратообразованием.

Центробежные насосы для нефтяной промышленности по своей конструкции практически ничем не отличаются от обычной центробежной техники. Откачка нефти и откачка воды происходят по одинаковым принципам.

Нефтяные насосы УЭЦН

Погружные нефтяные центробежные насосы – это так называемые ПЦЭН, которые представляют из себя многоступенчатую (до 120 ступеней в 1-ом блоке) технику, с двигателями специальной погружной модификации.

Погружной насос для нефтепродуктов можно достраивать до 400 ступеней. Глубинные нефтяные насосы для нефтепродуктов состоят из:

центробежного аппарата;
узла гидрозащиты;
погружного электродвигателя;
компенсатора.

Вариация УПЦЭН – это установки с меньшим количеством металлических деталей, по сравнению с ПЦЭН, но с большей производительностью. УПЦЭН может перекачивать до 114 тонн в сутки.

Маркировка условных обозначений аппаратов УЭЦН М(К)/5А/250/1000 означает, что это:

установка, на которой стоит центробежный электронасос;
модульный;
коррозийностойкий;
5А – это характеристика поперечных габаритов обсадной колонны;
нефтяной насос справляется с подачей 250 кубических метров в сутки;
и напором в 1000 метров.

Винтовые насосы для добычи нефти бывают двух видов: ЭВН и ВНО.

ЭВН входит в состав установки, которая состоит из станции управления и трансформатора, которые располагаются на поверхности. Добывающий скважинный погружной аппарат, оснащенный асинхронным маслонаполненным двигателем, может добывать пластовую жидкость повышенной вязкости.

Устройство УЭВН

ВНО входит в состав установки которая состоит из станции управления и электрического привода. В нефтяной промышленности его используют для труб, у которых внутренний диаметр не менее 121,7 мм.

Главной особенностью винтовых нефтяных насосов является так называемый червячный винт. Винт вращается в резиновой обойме, полости заполняются жидкостью и она проходит вверх вдоль оси винта. Причем, второй отличительной особенностью этих установок стало вдвое сниженное количество оборотов вращения двигателя (в сравнении с ПЦЭН).

Штанговые насосы для нефтегазовой промышленности – это комплексы из наземных и подземных установок. Подземное оборудование – это сам штанговый напорный аппарат с неподвижным всасывающим клапаном в нижнем торце цилиндра и подвижным клапаном для нагнетания в верху плунжерного поршня, трубопроводы, штанга и защитные якоря или хвостовики.

Нефтяные насосы ШСН

Наземная аппаратура этого комплекса – это так называемый станок-качалка. Качалка состоит из закрепленных на одной раме в бетонном фундаменте, пирамиды, редуктора и электродвигателя. На пирамиде закреплен балансир, который качается на поперечнике, соединен с кривошипом и размещен по обе стороны от редуктора. Балансир и кривошип удерживаются в нужном положении тормозным аппаратом, а вся установка уравновешивается противовесами.

Есть разные модели качалок – одноплечие и двуплечие. Разделение происходит по типу установленного на них балансира. Глубина, которую способны освоить качалки – от 30-ти метров до 3, а иногда и 5 км.

Как работает ШГН? (видео)

Магистральные насосы для перекачки нефти

Нефтеперерабатывающий промышленный комплекс включает в себя не только добычу и переработку, но и транспортировку нефтепродуктов. При этом перекачиваемый продукт может быть разной степени вязкости и температуры.

Магистральная гидравлическая техника должна обеспечивать производство высокими показателями стабильной работы и надежности, давать хорошие напоры и быть максимально экономичной.

Магистральная техника бывает двух видов: спиральной одноступенчатой и многоступенчатой секционной. При этом вся она горизонтально-центробежная.

Магистральные насосы для перекачивания нефти

Подача, которую могут обеспечить многоступенчатые аппараты, достигает 710 кубических метров в час, одноступенчатые при этом могут предоставить подачу до 10000 кубометров в час.

Температура жидкости при работе с магистральной техникой не должна быть выше 80 °C. Некоторые конструкции могут работать с температурами до 200 °C.

Но всегда нужно ориентироваться на количество содержащихся в перекачиваемом материале примесей и на кинематическую вязкость жидкостей. Потому что какую бы технику в итоге вы не выбрали винтовую, диафрагменную, гидропоршневую, магистральную, мультифазную, пластинчатую, струйную, штанговую или винтовую – основные ее параметры будут ориентированы именно на эти два фактора: вязкость и количество примесей.

Основным насосным оборудованием вновь строящихся и находящихся в эксплуатации нефтепроводов являются центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Магистральные насосы предназначены для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов температурой до 80° С, кинематической вязкостью не более 3 см 2 /сек, содержащих не более 0,05 об. % механических примесей. Центробежные магистральные насосы типа НМ изготовляют по ГОСТ 12124-87. Магистральные нефтяные насосы по конструкции делятся на две группы: секционные и спиральные. Насосы с подачей до 1250 м 3 /ч — секционные многоступенчатые; с подачей 1250 м 3 /ч и выше — спиральные одноступенчатые. Подпорные нефтяные насосы, предназначенные для перекачивания нефти от емкостей к магистральным насосам, создают необходимый подпор для обеспечения бескавитационной работы магистральных насосов. Подпорные насосы работают по параллельной схеме. Насосы — центробежные спиральные горизонтальные, состоят из корпуса, ротора, узлов торцовых уплотнений и подшипниковых опор. Корпус насоса литой; имеет горизонтальный разъем. Всасывающий и напорный патрубки расположены горизонтально в нижней части корпуса, что позволяет разбирать насос без демонтажа основных трубопроводов. Ротор представляет собой самостоятельный узел; состоит из вала, рабочего колеса и втулок. Рабочее колесо — сварно-литое, двустороннего входа. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Концевые уплотнения ротора — торцового типа, рассчитанные на давление до 25 кг/см 2 . Корпус насоса рассчитан на рабочее давление до 64 кг/см 2 , что обеспечивает возможность последовательного соединения трех одновременно работающих насосов на нефтеперекачивающей станции. Направление вращения ротора — по часовой стрелке, если смотреть со стороны электродвигателя. Привод насоса — от электродвигателя через зубчатую муфту. Насос и электродвигатель устанавливают на отдельных фундаментных рамах. Для обеспечения взрывобезопасности электродвигатель отделяют от насоса стеной, в которой имеется проем размером 2000×1500 мм для возможности их соединения. Насосы оснащены системой автоматического управления, контроля, защиты и сигнализации. Для магистральных насосов с подачей от 2500 до 10 000 м 3 /ч допускается применение сменных роторов на подачи 0,5 или 0,7 от номинальной, что обеспечивает более экономичную работу насосов на первых стадиях освоения нефтепроводов (при неполной их загрузке). Кроме того, для насоса НМ 10000-210 дополнительно изготовляют ротор на подачу 12 500 м 3 /ч. Насос НМ 1250-260 комплектуют одним сменным ротором на подачу 900 м 3 /ч. Для расширения области применения насосов допускается изменение подачи и напора в пределах рабочей зоны, указанной на характеристиках насосов. Допускается также изменение подачи и напора насосов в результате обточки рабочих колес по наружному диаметру, но не более чем на 10% из-за возможного значительного снижения к. п. д. насоса.

Назначение станции	G, т/год	L,км	Hг,м	,℃	,℃	,℃	,℃	∆,мм
Головной		0,4

;

Находим секундную производительность трубопровода:

Диаметр нефтепровода можно рассчитать по следующий формуле:

D = = = 0.74м.

По ГОСТу выбираем диаметр D=820 мм.

Пересчитаем скорость движение нефти относительно выбранного диаметра:

= = 0,682 м/c.

По ориентировочным параметрам магистральных нефтепроводов выбираем для данный производительности расчетное рабочее давление трубопровода. Оно нужно для определение толщины стенки нефтепровода. Выбираем рабочее расчетное давление Р=5,2МПа.

Теперь можно определить толщину стенки трубопровода:

Где : n-коэффициент надежности трубы по нагрузки. Для подземных магистральных трубопроводов n=1,15.

-расчетное сопротивление металла труб растяжению и cжатию.нефтяной трубопровод насосный гидравлический

(МПа).

Где -нормативное сопротивление растяжению сжатию металла труб, оно равна значению временного сопротивления, то есть .

МПа.

m- коэффициент условий работы трубопровода, для линейных участков m=0,9.

-коэффициент надежности по материалу,(для стальных труб =1,45).

— коэффициент надежности по назначению трубопровода,(выбираем из справочника = 1.

=366 МПа.

0мм.

Определяем фактическую скорость движение нефти:

Находим режим движение нефти по трубопроводу:

Re = = = 11200.

Находим переходное число Re:

-относительная шероховатость.

= 0.00037.

Получили Re -6 м 2 /с) .

Подача	1250м 3 /с
Напор	260 м
Частота вращения	3000 об/мин
КПД насоса	81 %
Допуск. кавитац. запас	18 м

Для построения графических характеристик зависимостей напора и коэффициента полезного действия насоса от расхода воспользуемся аналитический выражением этих характеристик, которые имеют вид:

;