Автоматическое регулирование подачи долота Под подачей долота понимают последовательное опускание верхн

Работа добавлена на сайт samzan.net:

8. Автоматическое регулирование подачи долота

Под подачей долота понимают последовательное опускание верхней точки бурильной колонны, осуществляемое в процессе разрушения породы. В установившемся режиме бурения скорость подачи долота Vпод должна быть равна скорости разбуривания породы Vразб. Если Vпод>Vразб, то возрастает нагрузка на забой, что повлечет искривление ствола скважины или поломку бурильных труб. Если Vпод<Vразб, то нагрузка на забой уменьшается, что снижает скорость бурения. При регулировании долото подается на забой автоматически в зависимости от параметров, характеризующих режим бурения (давление на забой или ток статора бурового двигателя).

Автоматические регуляторы подачи долота бывают наземными или погружными. Наземные регуляторы разделяют на электромашинные, гидравлические и фрикционные. Электромашинные регуляторы РПДЭ-3, РПДЭ-7, РПДЭ-8 предназначены для поддержания режимов бурения скважин при турбинном и роторном бурении. Регуляторы обеспечивают режим поддержания заданного значения нагрузки на долото, и режим поддержания заданного значения скорости подачи или подъема инструмента. РПДЭ-7, РПДЭ-8 оснащены приводом по системе ТП-Д, а РПДЭ-3 – по системе Г-Д. Объектом регулирования (ОР) в автоматической системе является буровой инструмент в соприкосновении с породой. Входной величиной ОР служит скорость подачи, а выходной – нагрузка на долото. Регулятор включает в себя датчик веса, устанавливаемый на неподвижном конце талевого каната и служащий для измерения веса на крюке.

САР нагрузки на долото работает по принципу отклонения. Отклонение нагрузки от заданного значения через систему управления привода изменяет скорость подачи долота и восстанавливает нагрузку на долото до заданного значения.

В зависимости от грузоподъемности используются РПДЭ мощностью 55, 75, 90 кВт с ном. частотой вращения 1000-1180 мин-1. Регулирование, используемое в РПДЭ, дает удовлетворительные результаты при проходке относительно мягких однородных пород. При бурении твердых пород возникают автоколебательные процессы из-за сложной зависимости между нагрузкой на долото и мех. скоростью подачи верхнего конца КБТ. Так же датчик веса снижает надежность работы привода.

30.Выбор приводных электродвигателей и электрооборудования бесштанговой насосной установки

Мощность погружного электродвигателя должна соответствовать параметрам выбранного насоса. Номинальные подача и напор, развиваемые насосом, должны соответствовать оптимальному дебиту скважины и полному напору, необходимому для подъема жидкости.

Мощность (в кВт) на валу центробежного насоса: P=Q*H*ρ*9,81*10-3/ηнас, где Q-подача насоса, м3/с; Н-напор, развиваемый насосом, м; r-плотность жидкости, кг/м3; hнас- КПД насоса.

Величины Q и H соответствуют точке пересечения характеристик насоса и скважины. В каталоге насосов указывается и соответствующий данному типу насоса электродвигатель. Обычно насос выбирают так, чтобы подача Q соответствовала оптимальному дебиту скважины. Если при этом напор Н равен полному напору, необходимому для подъема жидкости Нс, то скважина и насос будут работать в оптимальном режиме. Если Нс>Н, то насос будет работать с подачей, меньшей оптимального дебита скважины, и с низким hнас. Если Н >Нс, то насос будет работать с подачей, превышающей оптимальный дебит скважины. При этом к.п.д. насоса будет снижен, а большой приток жидкости в скважину может ухудшить условия ее эксплуатации.

Площадь сечения кабеля КРБК (КПБК) выбирают с учетом потери напряжения в нем DUк. При этом индуктивное сопротивление кабеля может быть принято равным

хк≈L*10-4 Ом, где L - длина кабеля, м, а активное сопротивление

r=(164,5+0,7* θ)*L*10-4/q Ом, где θ-ср. температура кабеля по всей длине, включая участки в скважине и на барабане; q - сечение жилы кабеля, мм2.

Потери напряжения (и мощности) в кабеле желательно сделать, возможно меньшими, но при этом увеличение площади сечения кабеля ограничено поперечными размерами установки, допустимыми для примененной в скважине обсадной колонны.

Трансформатор выбирается таким образом, чтобы номинальный ток его вторичной обмотки был не менее рабочего тока двигателя, а ее напряжение при холостом ходе равнялось номинальному напряжению двигателя, сложенному с потерей напряжения в кабеле и в трансформаторе

22. Выбор приводных электродвигателей станков-качалок

Чтобы определить мощность электродвигателя для привода СК, необходимо знать подачу насоса и глубину его подвески, а также некоторые параметры насоса и станка. По формуле эффективная мощность электродвигателя

Pэ=(K1+K2*G*s)n/ ηп, где G - масса (в кг) столба жидкости над плунжером, определяемая полной площадью плунжера и высотой подачи жидкости; s-длина хода устьевого штока, м; п-число качаний в 1 с; ηп-КПД передачи от вала двигателя к валу кривошипа (0,96-0,98); К1-коэф-т, зависящий, от типа СК; К2-коэф-т, значение которого может быть найдено для насосов диаметром 28-120 мм из выражения

K2=1,26*10-2*корень(0,28(1+3,6*s*n2/d3*105)2+αп2), где d-диаметр плунжера насоса, мм; αп-коэф-т подачи установки, представляющий собой отношение фактической подачи установки Q к теоретической подаче Qт, определяемой полным объемом, описываемым плунжером при равенстве хода последнего ходу полированного штока s. Значения αп принимаются для условий нового насоса и лежат в пределах 0,8-0,85.

В данном случае для определения мощности двигателя необходимо использовать две формулы, что при расчетах по нескольким сотням скважин становится трудоемкой операцией. По другой формуле эффективная мощность электродвигателя (в кВт)

Pэ=1,7*К0*Ка*d2*H*s*n*10-7+P0, где Ко - относительный коэф-т формы кривой вращающего момента на валу двигателя, равный отношению фактического коэф-та формы кривой к коэф-ту формы для синусоиды, равному 1,11, т. е. Ко=Кф/1.11; Ка-поправочный коэф-т, учитывающий влияние деформаций штанг и труб; Н-глубина подвески насоса, м; Ро-постоянные потери в СК, не зависящие от нагрузки (потери «холостого хода»), кВт. По значению Рэ, найденному по формулам подбирается двигатель с номинальной мощностью Рн так, чтобы Рн>Рэ.

Выбранный по условиям нагрева двигатель не всегда будет удовлетворять требованиям работы в приводе СК. Он должен удовлетворять условиям пуска СК и условиям преодоления пиков нагрузочного момента при работе установки. При Мп/Мн=2 успешно запускаются все типы СК. Двигатели с кратностью пуск. момента 1,8-2 следует считать пригодными для привода СК. Кратность макс. момента Кст.mах = Мcт.mах/Mн; ее необходимое значение составляет 1,8-1,9 при хорошем уравновешивании СК. Вероятность перегрузок двигателя возрастает в случае использования насосов малых диаметров при больших числах качаний в минуту, больших длинах хода и большой глубине подвески насоса. Поэтому большие значения Кcт.mах относятся к этим условиям.

Обычно Кcт.mах у асинхронных двигателей привода СК составляет 2,1-2,8, что обеспечивает надежную работу привода с перегрузками и при значительных снижениях Uсети. Работа двигателя при Рэ<Рн снижает его КПД и cosф. При работе двигателя с периодически меняющейся нагрузкой его КПД и cosф зависят от коэф-та формы нагрузочного графика Кф и соответственно от КПД и cosф при постоянной во времени нагрузке.

31. Классификация взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой промышленности

По ПУЭ взрывоопасные смеси паров ЛВЖ или горючих газов с воздухом делятся на категории и группы.

Пары ЛВЖ относятся к взрывоопасным, если t вспышки паров этих жидкостей не превышает 61 °С, а давление паров при температуре 20 °С составляет не менее 100 кПа. Горючие газы относятся к взрывоопасным при любых температурах окружающей среды.

В зависимости от размера безопасного экспериментального максимального зазора взрывоопасные смеси газов и паров подразделяются на следующие категории:

Взрывоопасные паро- и газовоздушные смеси разбивают на группы исходя из температуры их самовоспламенения, т. е. температуры, до которой должна быть равномерно нагрета смесь, чтобы она воспламенилась без воздействия на нее извне открытого пламени:

Согласно ПУЭ, взрывоопасные зоны помещений и наружных установок делятся на шесть классов. ЭУ НГП характеризуются в основном четырьмя классами: B-I, B-Ia, B-I6 и В-1г.

При определении взрывоопасных зон  (ВОЗ) принимается, что ВОЗ в помещении занимает весь объем помещения, если объем взрывоопасной смеси (ВОС) превышает 5 % свободного объема помещения.

В зоны класса B-I входят зоны помещения, в которых ВОС могут образоваться при нормальных недлительных режимах работы, например при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, при хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в открытых сосудах.

К классу B-Ia относятся зоны помещений, в которых образование ВОС возможно лишь при авариях и неисправностях (помещения насосных сырой, горячей и товарной нефти, ДНС, компрессорные залы газовых компрессорных).

В класс B-Iб входят те же зоны помещений, что и в класс B-Ia, но имеющие такие особенности:

- горючие газы обладают высоким нижним концентрационным пределом воспламенения (15 % и более) и резким запахом;

- образование в помещениях в аварийных случаях ВОС исключается, возможна лишь местная взрывоопасная концентрация;

- ВОС имеются в помещениях в небольших количествах, не создающих общей взрывоопасной концентрации, и во время работы с ними не применяется открытое пламя; (кустовые насосные по закачке сточных вод)

В зону класса В-1г входят пространства у наружных установок, содержащих ВОС (емкости, сливно-наливные эстакады), кот. могут появляться в случае аварии (резервуарные парки сырой и товарной нефти).

Для наружных установок взрывоопасными считаются зоны в пределах:

- до 20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива и налива;

- до 3 м по горизонтали и вертикали от врывоопасного технологического оборудования;

- до 5 м по вертикали и горизонтали от дыхательных и предохранительных клапанов;

- до 8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами; при наличии обвалования - в пределах всей площади внутри обвалования.

43. Обезвоживание и обессоливание нефти электрическим полем

Извлекаемая из нефтяных скважин жидкость содержит в большом количестве воду. Обводнённая нефть представляет собой водонефтяную эмульсию, образующуюся в результате перемешивания воды и нефти в процессе извлечения жидкости из скважины и прохождения её по системе сбора. Чтобы исключить вредное действие воды, солей и мех.примесей нефти перед выдачей с промыслов нефть подвергается обезвоживанию и обессоливанию на специальных установках. Одновременно с обезвоживанием нефть обессоливается, так как соли обычно растворены в водяных частицах нефтяной. эмульсии.

Эл. метод основывается на действии эл. поля на частицы воды. Под действием пост. эл. поля, созданного приложенным извне напряжением эти частицы приобретают разноименные заряды и стремятся притянуться друг к другу. Это вызывает деформацию защитных оболочек. Защитные оболочки разрушаются, как в результате столкновений частиц, так и в результате пробоя нефти между соседними частицами. Происходит слияние частиц и оседание капель воды. При внешнем напряжении определенного значения возможен пробой цепочки и замыкание электродов через образовавшуюся водяную токопроводящую нить. Из-за этого резко увеличивается ток и снижается напряжение, действующее на эмульсию, при котором прекратится ее обработка.

При воздействии на эмульсию перем. эл. поля частицы воды находятся в колебательном движении. Защитные оболочки непрерывно меняют направление своей деформации и разрушаются. Увеличение градиента потенциала поля, приводящее к повышению интенсивности движения частиц воды и деформации их оболочек, ограничено: - появлением коротких замыканий вследствие пробоя цепочек водяных частиц, при сильно обводненных нефтях; - размельчение частиц воды в эл. поле - увеличение дисперсности эмульсии.

Как на нефтяных промыслах, так и на НПЗ применяются электрообезвоживающие и электрообессоливающие установки, работающие на перем. токе пром-ой частоты (50 Гц). Эл.аппараты, которые создают эл. поле, называют электродегидраторами.

В настоящее время применяют электродегидраторы двух видов: шаровой и горизонтальный.

29. Энергетические показатели механизированных способов добычи нефти.

Расход электроэнергии на откачку жидкости из скважины при насосной эксплуатации определяется следующим образом.

Полезная мощность (в кВт), затрачиваемая на подъем жидкости из скважины, Pn = Q∙Нп∙ρ∙9,81∙10-3 кВт, где Нп — высота, на которую подается жидкость, м, ρ- плотность жидкости кг/м3.

Если активная мощность, потребляемая двигателем из сети" Р1 (кВт), то отношение

η = Pп/P1                                     (5.28)

представляет собой полный к. п. д. насосной установки.

Удельный расход энергии (в Дж/(кг-м)) на откачку жидкости

ωуд= P1∙103/ ρ ∙Q∙Н = PH∙103/ η ∙ρ ∙Q∙Н = 9,81/ η.           (5.29)

Для установок с погружными центробежными электронасосами общий к. п. д. установки

■ η = η г η насη д η каб η т,                                              (5-30)

где η г — к. п. д., учитывающий гидравлические потери на трение, связанные с движением жидкости в напорной системе, зависит от расхода жидкости и диаметра насосных.труб (при отсутствии дросселирования равен 0,94—0,98); η нас — к. п. д. насоса, равный при номинальной подаче 0,34—0,58; η д— к. п. д. погружных электродвигателей, равный при номинальной нагрузке 0,7—0,84 и при недогрузках 0,65—0.78; η каб — к. п. д., учитывающий потери в кабельном токоподводе и принимающий значения от 0,8 до 0,95; η T — к. п. д. трансформатора, равный 0,97—0,98.

Общий к. п. д. установки находится в пределах 0,16—0,40.

Для установок же с глубинными плунжерными насосами

η = η п. з ηс.к ηц                                  (5.31)

где η п. д — к. п. д. подземной части установки, учитывающий потери в подземной части (гидравлические потери при движении жидкости, механические потери на трение), равный 0,73—0,89; η с.к — к. п. д. станка-качалки, равный 0,7—0,9; - η ц— к. п. д. двигателя при циклической нагрузке, принимающий значения от 0,65 до 0,88.

К. п. д. глубиннонасосных установок г\ может изменяться в весьма широких пределах — от 0,20 до 0,7. Он зависит от степени уравновешивания станка-качалки, а также от режима работы насоса и резко уменьшается при его износе. Чем меньше диаметр насоса, тем меньше к. п. д. установки в целом.

Удельный расход электроэнергии при добыче нефти центробежными погружными электронасосами выше, чем при добыче глубинными штанговыми, что определяется в основном более низким к. п. д. самого центробежного насоса .

 38. Нерегулируемый привод турбо механизма

В силу своих конструктинных особенностей и усиинй технологического процесса турбомеханизмы не требуют реверсирования.

Переменная подача насосов и компрессоров может быть достигнута: изменением угловой скорости приводного электродвигателя, изменением аэро- или гидродинамического сопротивления магистрали при помощи дроссельной задвижки, изменением параметров рабочего органа (поворот лопаток рабочего колеса) и изменением числа машин, работающих параллельно на общую линию. В установках с поршневыми машинами чаще других используют последний способ, при котором подача меняется включением или отключением приводных электродвигателей.

В случае применения асинхронного электропривода турбо-механизма угловую скорость можно регулировать одним из параметрических способов, что в конечном счете приводит к изменению скольжения асинхронного двигателя.

Если турбомеханнзм работает при неизменной угловой скорости, то простейшим и повсеместно применяемым способом регулирования его подачи является дросселирование, т. е. неполное открытие заслонки или задвижки на напорном трубопроводе. Это соответствует увеличению аэро- или гидродинамического сопротивления магистрали.

Если используется нерегулируемый привод, подача турбомеханизма регулируется задвижкой.

Синхронные двигатели обладают рядом известных преимуществ, которые обеспечили им широкое применение для привода механизмов большой и средней мощности, не требующих регулирования частоты вращения.

23. Регулируемый электропривод скважинных насосных установок

Применяемый в настоящее время на промыслах асинхронный и синхронный приводы станков-качалок не предусматривают регулирования частоты вращения электродвигателя. Между тем условия эксплуатации глубиннонасосной установки требуют применения регулируемого привода.

Во-первых, в начальный период эксплуатации скважины должен быть установлен оптимальный режим отбора жидкости, обусловленный геологическими и технико-экономическими факторами. Для установления такого режима необходимо плавно изменять частоту качаний балансира, соответственно меняя темпы отбора жидкости из скважины и определяя ее дебит при каждом новом положении динамического уровня.

Во-вторых, в течение времени по мере использования насо

са производительность скважины начинает уменьшаться, все больше отклоняясь от оптимальной. Длительная работа скважины в оптимальном режиме может быть обеспечена при применении регулируемого электропривода.

В-третьих, имеются такие скважины, на которых необходимо постепенно увеличивать частоту качаний после пуска скважины вследствие большого содержания песка в откачиваемой

жидкости.

Регулируемый электропривод позволяет плавно переходить с одного режима работы на другой без остановки скважины.

Весьма перспективен для станков-качалок регулируемый электропривод по системе полупроводниковый преобразователь частоты - асинхронный короткозамкнутый двигатель.

Разработан также циклический электропривод станков-качалок на основе двухскоростного асинхронного двигателя 750/1500 об/мин. Этот электропривод может длительно работать на низшей или высшей скорости, а также циклически с чередованием двух скоростей

9. Характеристики и мощность электропривода буровой лебедки.

Помимо главных операций — непосредственно подъема или опускания бурильных труб — при помощи буровой лебедки часто осуществляют свинчивание и развинчивание труб, их перенос и установку, подъем и опускание незагруженного элеватора, подачу долота на забой и пр. Так как все эти операции требуют различной мощности и характеристик электропривода, в новейших и проектируемых буровых установках для вспомогательных операций применяются отдельные механизмы с индивидуальным электроприводом. Буровую лебедку с ее электроприводом используют только для подъема и опускания бурильных труб, причем для подъема труб служат приводные двигатели, а для торможения при опускании — вспомогательные тормоза или приводные двигатели.

Рис. 7.14. Механические характеристики привода лебедки:

1 — теоретическая; 2 — при четырехскоростной коробке передач и жесткой механической характеристике двигателя: 3 — при четырехскоростной коробке передач и мягкой механической характеристике двигателя

Характеристика электропривода с четырехскоростнои лебедкой (рис. 7.14) имеет вид ломаной линии, ступени которой соответствуют скоростям лебедки. Если механическая характеристика двигателя жесткая, то ступени практически параллельны оси абсцисс; при мягкой механической характеристике скорость подъема повышается, приближаясь к скорости, соответствующей теоретической характеристике (P=const).

Точно определить мощность Рдл двигателей лебедки трудно, поскольку эти двигатели при спуско-подъемных операциях работают в повторно-кратковременном режиме с переменной продолжительностью цикла и переменным моментом статического сопротивления на валу. Поэтому сначала по основным параметрам буровой лебедки, пользуясь приближенными формулами, ориентировочно определяют Рдл, а затем, выбрав двигатель и рассчитав его действительную нагрузочную диаграмму с учетом выполнения вспомогательных операций, выполняют проверочный расчет мощности методом эквивалентного тока или момента.

Наиболее простой для предварительного определения потребной мощности (в кВт) двигателя является формула

Рдл=(QH∙ υKP.0 )/( ηпy∙ λ) (7.7)

где QH— номинальная грузоподъемность на крюке, кН; υKP.0= = 0,4—0,5 м/с — установившаяся скорость подъема крюка с номинальной нагрузкой, соответствующая оптимальному значению мощности; ηпy — 0,7-5-0,8 — к. п. д. подъемной установки от вала двигателя до крюка при номинальной грузоподъемности; λ= 1,2-s-1,3 — коэффициент возможной перегрузки двигателей.

При двухдвигательном приводе лебедки каждый двигатель берется половинной мощности с обязательной проверкой возможности подъема одним двигателем инструмента максимального веса на первой передаче лебедки.

12. Способы регулирования подачи газа компрессорных станций

Режим работы компрессорных станций на магистральных газопроводах переменный, т. е. изменяются количество перекачиваемого газа и давление его на приеме станции. Это определяется главным образом неравномерностью потребления газа, поэтапный ввод в эксплуатацию газопровода и соответствующее этому постепенное увеличение его мощности, а также изменение давления газа на приеме нагнетателя.

Совместная работа центробежного нагнетателя и газопровода соответствует точке пересечения их газодинамических характеристик. При этом количество газа, транспортируемого по газопроводу, соответствует производительности нагнетателя при данном давлении на приеме КС. Для совместной работы нагнетателя и газопровода необходимо изменять характеристику нагнетателя в ту или другую сторону в зависимости от газопотребления. Этого можно добиться дросселированием (регулированием задвижкой) при работе нескольких последовательно включенных нагнетателей с постоянной частотой вращения вала, отключением последовательно или параллельно включенных нагнетателей, регулированием частоты вращения вала нагнетателей. Система регулирования должна предусматривать регулирование как по графику потребления газа в течение года, так и в динамических режимах при текущих изменениях нагрузки газопровода.

Регулирование дросселированием при постоянной частоте вращения вала связано со значительными потерями энергии. Ступенчатое регулирование изменением числа работающих нагнетателей не может обеспечить в общем случае их нормальной работы при переменном режиме работы газопровода. Меньший расход электроэнергии достигается изменением подачи нагнетателя, изменением частоты вращения вала приводного электродвигателя достигается методом оптимальных в отношении потерь энергии.

При использовании асинхронных двигателей частоту вращения вала с мощностью двигателей несколько тысяч киловатт целесообразно регулировать с возвратом энергии скольжения в питающую сеть или частотными методами. СД имеют преимущественное распространение для привода центробежных нагнетателей КС.

14. Технологический процесс бурения скважин. Требования к приводу основных механизмов

Процесс бурения скважин - это разрушение горных пород и вынос разбуренной породы из скважины на поверхность. Разрушение горных пород осуществляется вращающимся долотом, которое закреплено на конце колонны бурильных труб. Осевая нагрузка на долото создается частью веса колонны бурильных труб. Выбуренная размельченная долотом порода выносится из скважины буровым раствором, который обычно закачивается в скважину по бурильным трубам, выходит через отверстия долота и поднимается на поверхность по кольцевому зазору между трубами и стенками скважины, оказывая гидростатическое давление на стенки скважины.

В процессе бурения необходимо поддерживать параметр режима на заданном уровне, которыми являются: число оборотов долота, осевая нагрузка на буровой инструмент, скорость подачи бурового инструмента.

В зависимости от характера выполняемой работы исполнительные машины и механизмы подразделяются на главные и вспомогательные.

Требования к приводу бурового насоса. Привод бурового наcoca индивидуальный, с длительным режимом работы при постоянном моменте на валу, с ограничением на заданном уровне максимального тока и момента. Для среднего бурения применяется нерегулируемый привод с плавным пуском, для глубокого бурения диапазон регулирования скорости составляет 50 %, для сверхглубокого бурения - 75 -100%.                                                                                                                     

Привод должен обеспечивать плавный пуск насоса как при отсутствии давления в нагнетательном трубопроводе, так и при противодавлении; возможность работы насоса в режиме максимального давления и минимального числа ходов, а также длительной работы на малой скорости.

Требования к приводу ротора. Привод ротора - индивидуальный с длительным режимом работы, реверсивный, глубокорегулируемый с ограничением на заданном уровне максимального момента на валу ротора. Привод должен регулироваться при постоянном моменте и обеспечивать плавный запуск при необходимом пусковом моменте, длительный рабочий момент на столе ротора при заданной загрузке.

Требования к приводу регулятора подачи долота на забой. Привод - индивидуальный, с длительным режимом работы, реверсивный, глубокорегулируемый. Регулятор должен поддерживать постоянной регулируемую величину (осевая нагрузка на долото или скорость подачи при роторном и турбинном бурении, или активная составляющая тока электробура), изменение регулируемой величины по заданному или произвольному закону. Мощность регулятора должна выбираться из условия обеспечения подъема колонны бурильных труб

весом Q =2/3Qmax.

18. Дизель-электрический привод буровых установок.

Дизельный привод главных механизмов буровых установок имеет существенные недостатки. Введение гидравлических передач (турботрансформаторов) увеличивает перегрузочную способность привода по моменту, исключает ряд нежелательных явлений при совместной работе дизелей на общую трансмиссию, улучшает условия работы дизелей и увеличивает скорости подъема инструмента. Электромашинные передачи постоянного тока дают почти те же результаты и, кроме того, позволяют упростить кинематическую схему установки и улучшить условия труда буровой бригады.

Применение электромашинных передач переменного тока имеет те же цели, а также дает возможность упразднить вспомогательные дизель-электростанции, поскольку двигатели вспомогательных механизмов получают питание от генераторов электромашинной передачи. При наличии электромашинных передач переменного тока наиболее благоприятны условия для унификации буровых установок, предназначенных для работы в электрифицированных и неэлектрифицированных районах. Применение дизель-электрического или дизель-гидравлического привода вместо чисто дизельного не всегда целесообразно, так как в каждом отдельном случае нужно сделать соответствующий технико-экономический сопоставительный анализ с учетом конкретных условий работы установки: способа и времени проходки скважин; расстояния, на которое нужно перевозить установку; геологических условий проходки скважин; квалификации обслуживающего персонала.  Области эффективного применения буровых установок с дизель-электрическим приводом: для эксплуатационного и разведочного бурения глубоких и сверхглубоких нефтяных и газовых скважин; для передвижных и полупередвижных наземных установок (глубина бурения 2000—2500 м); для всех видов бурения во внешних и внутренних водоемах (морские и озерные баржи, плавучие основания, платформы и пр.); для бурения на пересеченной местности и в густонаселенных районах.

46. Технологическая схема перекачки нефти по магистральным трубопроводам

Магистральные нефтепроводы предназначены для транспорта нефти из района ее добычи на морские, речные, железнодорожные пункты налива, на нефтеперерабатывающие заводы,. На магистральных нефте- и продуктопроводах строят насосные перекачивающие станции (НПС) двух видов: головные и промежуточные. Головные станции располагаются в начале трубопровода и служат для перекачки нефти из емкости в магистральный трубопровод. Промежуточные станции предназначены для повышения давления перекачиваемых продуктов в магистральном трубопроводе.

В состав сооружений головной НПС всегда входят резервуарный парк и подпорная насосная станция. Подпорная насосная служит для подачи жидкости на вход основных насосов, так как при откачке из безнапорных резервуаров основные насосы не в состоянии вести откачку без предварительного создания давления жидкости на их входе. На многих трубопроводах, находящихся в эксплуатации, промежуточные насосные станции также имеют емкости для нефти или нефтепродуктов и ведут откачку из этих емкостей.

На всех новых и строящихся трубопроводах промежуточные резервуары не предусматриваются и перекачка жидкости ведется по системе из насоса в насос.

Кроме перекачивающих насосных станций, на магистральных трубопроводах существуют наливные насосные, располагаемые при резервуарных парках наливных станций.

На головных станциях чаще всего устанавливают четыре насоса, из которых один резервный. Насосы включают последовательно, например, на станции с четырьмя насосами-по два-три, чем обеспечивается необходимое давление на выходе станции.

На головных станциях устанавливают два (иногда три) подпорных насоса, из которых один резервный. Подпорный насос должен обеспечивать подачу, равную подаче главного насоса, и создавать необходимое давление перед главным насосом.

Технологическое оборудование насосных станций кроме собственно насосных агрегатов содержит систему трубопроводов перекачиваемой жидкости, масляную систему, системы вентиляции электродвигателей, систему охлаждения масла, систему смазки уплотнений и сбора утечек перекачиваемой жидкости и др. Пуск и остановка двигателей привода насосов связаны с управлением положением задвижек технологических коммуникаций .

15. Условие работы и регулирование привода буровых насосов.

Буровой насос служит для создания циркуляции промывочной жидкости, очищающей забой и передающей энергию турбине при турбинном способе бурения. В бурении в основном применяются поршневые насосы со сменными цилиндровыми втулками, позволяющие в определенных пределах изменять подачу насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту. При неизмененных глубине бурения, конструкции скважины и бурильной колонны и качестве бурового раствора момент на приводном валу бурового насоса связан параболической зависимостью с частотой вращения этого вала. В начале бурения скважины давление, создаваемое насосом, невелико. Однако по мере углубления скважины вследствие увеличения гидравлического сопротивления труб увеличивается и давление на выходе насоса, которое ограничено прочностью деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной глубины скважины, подачу насоса приходится ограничивать. Частично эта задача решается при нерегулируемом электроприводе сменой цилиндровых втулок насоса, однако недоиспользование мощности при таком регулировании весьма существенно. Наилучшее использование мощности и работа на оптимальных технологических режимах возможны только при плавном регулировании частоты вращения привода. Более полное использование мощности насосов при регулируемом приводе практически выражается в том, что при том же максимальном допустимом давлении в нагнетательной системе подача насосов в абсолютном большинстве рейсов может быть выше, чем при нерегулируемом приводе. Регулирование подачи насоса необходимо в осложненных условиях бурения, а также при восстановлении циркуляции. Таким образом, для бурового насоса было бы целесообразно применять регулируемый электропривод. Причем регулирование необходимо осуществлять при постоянном моменте, определяемом допустимым усилием на шток насоса или допустимым давлением в гидравлической системе буровой установки.

Для буровых насосов в большинстве случаев применяют нерегулируемый электропривод переменного тока. В качестве приводных двигателей используются синхронные двигатели. Изменение подачи насосов осуществляется сменой цилиндровых втулок, а уменьшение подачи на время восстановления циркуляции — открыванием задвижки на сливе из насоса.

25. Электроснаб. штанговых насосных устан.

Остановка большей части глубиннонасосных установок в случае прекращения подачи электроэнергии связана только с потерей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважины, и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуатации. Такие установки относятся ко 2-й категории надежности электроснабжения.

Глубиннонасосные установки в нефтеносных районах со сложными условиями эксплуатации, где остановка насоса приводит к осложнениям при последующем пуске скважин (например, вследствие образования песчаных пробок), относятся, к первой категории.

Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных трансформаторных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, которые в свою очередь питаются от воздушных линий (рис. 8.5, а).

На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением к двигателям станков-качалок напряжения, 380 В непосредственно от промысловых понижающих подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий (рис. 8.5,6).

В качестве КТП использовались главным образом подстанции, основное назначение которых — питание сельскохозяйственных и бытовых потребителей. Имеются специальные подстанции для питания станков-качалок типа КТПСК мощностью от 25 до 250 кВ-А, рассчитанные на работу при температурах от —40° С до +40° С.

27. Погружные электродвигатели.

Для привода центробежных погружных насосов изготовляются специальные погружные электродвигатели ПЭД, которые должны удовлетворять следующим требованиям работы в скважине:

диаметр двигателя должен быть несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн (обычно двигатели имеют диаметры 103, 123 и 170 мм); при заданной мощности выполнение двигателя с малым диаметром вызывает увеличение его длины, достигающей 7—8 м;

для уменьшения, размеров агрегата и увеличения его подачи желательно применейие высокоскоростных двигателей, поэтому двигатели ПЭД рассчитывают на синхронную частоту вращения 3000 об/мин при частоте 50 Гц; двигатель должен быть защищен от попадания внутрь пластовой жидкости, поэтому применяют маслонаполненные машины, внутри которых поддерживается избыточное давление до 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине; двигатель должен быть рассчитан на работу при повышенной температуре окружающей среды, т. е. при температуре жидкости скважины в месте погружения двигателя,; обычно изоляцию двигателей выбирают маслостойкой и теплостойкой, и двигатель рассчитывают на внешнюю температуру до 70° С.

6-7???. Электробур

Электробур предназначен для бурения вертикальных, наклонных, наклонно-направленных и горизонтально-разветвленных нефтяных и газовых скважин. Электробур вместе с долотом опускается в скважину на бурильных трубах, соединенных между собой замком. Бурильные трубы связаны с ведущей трубой. Вращение бурильных труб для проведения вспомогательных операций осуществляется при помощи ротора.

Глинистый раствор, прокачиваемый через буровой шланг, вертлюг,  ведущую трубу, бурильные трубы, полый вал электробура, долото, выходит в затрубное пространство. Электрический ток по кабелю, прикрепленному к буровому шлангу, подводится к контактным кольцам, расположенным внутри кольцевого токоприемника, устанавливаемого между вертлюгом и ведущей бурильной трубой и кружит для создания непрерывной электрической цепи питания электробура как при вращающейся, так и при неподвижной бурильной колонне.

Подвод электроэнергии от источника тока (трансформатора) к электробуру осуществляется при помощи двухжильных кабельных секций, размещенных внутри труб, используемых в качестве третьего провода.

Скорость и качество проходки скважины определяются основными параметрами режима бурения: осевой нагрузкой на долото, частотой вращения долота, количеством и качеством подаваемой на забой промывочной жидкости.

Электробур состоит из специального маслонаполненного асинхронного трехфазного с короткозамкнутым ротором погружного электродвигателя и шпинделя, служащего для передачи осевой нагрузки и вращающего момента долоту.

В бурильных трубах смонтированы двухпроводные кабельные секции с двухконтактным стержнем вверху и двухконтактной муфтой внизу. К токоприемнику подводится трехфазное напряжение. Одна фаза заземляется в токоприемнике, а две другие подключаются к токоподводу в бурильных трубах.

Управление двигателем электробура осуществляется комплектным устройством управления и защиты электробура А7 типа У37Б-83-39А2У2, состоящим из высоко- и низковольтного шкафов, а также шкафа с измерительными приборами. Это устройство предназначено для работы от сети переменного тока напряжением до 3 кВ, частотой 50 Гц с силой номинального тока силовой цепи 160 А, напряжением питания цепей управления 220 В переменного тока частотой 50 Гц.

21. Характер нагрузки и энергетические показатели штанговых скважинных насосных установок.

Для уравновешивания нагрузки подвижной системы станка-качалки и двигателя при ходе колонны штанг вниз и вверх применены балансирный  и кривошипный  противовесы. Число качаний балансира может изменяться за счет установки шкивов различных диаметров у клиноременной передачи. Диапазон изменения числа качаний у разных типов станков-качалок составляет от 4,7 до 15 в минуту.

Если не снабдить станок-качалку приспособлениями для уравновешивания, то нагрузки приводного электродвигателя при ходе плунжера вверх и вниз будут резко отличаться друг от друга, что сильно ухудшит энергетические показатели привода. При ходе плунжера вверх в точке подвеса штанг приложена статическая нагрузка, создаваемая весом столба жидкости над плунжером, весом самих штанг и силами трения. Последние обусловлены трением плунжера о стенки цилиндра насоса, трением штанг о жидкость и внутреннюю поверхность насосных труб, гидравлическими сопротивлениями при перемещении жидкости через насос и трубы.

Эта нагрузка не прикладывается внезапно, а постепенно воз-, растает в начальный период хода вверх благодаря демпфирующему действию упругих деформаций штанг и труб. Кроме статической нагрузки к точке подвеса штанг оказываются приложенными и динамические силы, возникающие из-за инерционных свойств масс штанг и столба жидкости и продольных колебаний последних.

Результирующая сила, приложенная в точке подвеса штанг, при ходе плунжера вверх направлена против движения и создает момент сопротивления, который преодолевается двигателем. При ходе плунжера вниз результирующая статическая нагрузка в точке подвеса штанг действует в направлении движения и разгружает двигатель. Она определяется весом штанг за вычетом веса занимаемого ими объема жидкости и сил трения. Вес жидкости над плунжером не действует на штанги. Так как верхний клапан насоса открыт, а нижний закрыт, то этот вес через нижний клапан передается насосным трубам.

При изменении направления движения плунжера усилие в точке подвеса не принимает мгновенно своего установившегося значения, а постепенно убывает из-за упругих деформаций штанг и труб.

Момент, обусловленный динамическими силами, при ходе, плунжера вниз направлен против движения. Результирующий момент сопротивления при ходе плунжера вниз у неуравновешенного станка-качалки много меньше, чем при ходе плунжера вверх, и в ряде случаев он может менять знак, т. е. совпадать по направлению с направлением движения. При этом двигатель переходит на генераторный режим и работает в качестве рекуперативного тормоза с отдачей в сеть электрической энергии. Точка подвеса штанг при работе станка качалки совершает колебательное движение, перемещаясь по вертикали благодаря цепной подвеске устьевого штока. Соответствующий конец балансира перемещается по дуге. В связи с этим скорость перемещения точки А изменяется по закону, близкому к гармоническому. При определенной нагрузке, приложенной к точке подвеса штанг, момент и мощность будут изменяться гармонически во времени. На эти основные пульсации мощности накладываются дополнительные затухающие со временем пульсации, возникающие в результате продольных колебаний штанг.

Рис. 8.2. Графики мощности Р на валу электродвигателя станка-качалки: а — уравновешенного; б — неуравновешенного

На рис. 8.2 показаны графики мощности электродвигателя уравновешенного и неуравновешенного станков-качалок, соответствующие 10 качениям в минуту. За один цикл работы насоса

(одно качание) каждый из показанных графиков имеет два максимума и два минимума. Максимумы относятся к средним положениям балансира, а минимумы — к крайним. Станок-качалка уравновешивается специальными противовесами, которые устанавливают на плече балансира, противоположном точке подвеса штанг, либо на кривошипах. В первом случае говорят о балансирном уравновешивании, во втором — о кривошипном уравновешивании. Часто применяют комбинированное уравновешивание (см. рис. 8,1, а), при котором противовесы размещаются и на балансире и на кривошипах.

При уравновешивании станка-качалки исходят из необходимости обеспечения наименьшего среднеквадратичного значения вращающего момента за полный цикл работы, которому соответствуют ходы плунжера вверх и вниз. Опыт показывает, что при этом практически обеспечивается равенство максимумов вращающего момента за оба полуцикла, т. е. при ходе плунжера вверх и при ходе его вниз, а также равенство работ, совершаемых двигателем за оба полуцикла.

Таким образом, достаточно уравновесить станок-качалку, чтобы соблюдалось условие равенства максимумов момента за оба полуцикла. Соблюдение этого условия может быть очень просто проверено, если вращающий момент электродвигателя пропорционален силе тока.13. Электромагнитные муфты и тормоза на буровых установках

В приводе буровых установок электромагнитные муфты применяются в качестве электротормоза буровой лебедки, для оперативного соединения приводного вала лебедки с двигателем, сочленения двигателей (в первую очередь внутреннего сгорания) с групповой трансмиссией; в качестве пусковой муфты в приводе лебедки от постоянно вращающихся двигателей (синхронных или асинхронных с короткозамкнутым ротором); для оперативного соединения бурового насоса с приводом, ограничения момента, передаваемого на ротор, регулирования частоты вращения ротора, регулирования числа двойных ходов бурового насоса; для автоматизации подачи долота в процессе бурения. Применение электромагнитных муфт в электроприводе буровой лебедки, устраняя скачкообразное изменение момента в процессе разгона, обеспечивает плавный и интенсивный разгон привода и открывает широкие возможности внедрения в электропривод лебедки синхронных и асинхронных с короткозамкнутым ротором двигателей. Электропривод лебедки с электромагнитными муфтами позволяет значительно повысить надежность электрооборудования, улучшить условия его эксплуатации, максимально использовать установленную мощность приводных двигателей и соответственно увеличить производительность, уменьшить износ механического оборудования, а также снизить толчки тока и, следовательно, стабилизировать напряжение в питающих линиях. Последнее особенно важно для мощных приводов лебедки буровых установок тяжелого типа. Кроме того, электромагнитные муфты позволяют в наибольшей степени осуществить унификацию буровых установок с дизельным и электрическим приводами, относительно просто решить вопросы автоматизации управления приводом лебедки с возможностью форсирования переходных процессов, что обеспечивает повышение производительности подъемных операций. В электроприводе лебедки электромагнитные муфты устанавливаются между приводными двигателями и трансмиссией. При производстве спуско-подъемных операций приводной двигатель работает в режиме постоянного вращения на естественной характеристике. Привод с электромагнитными муфтами обеспечивает непрерывный переход от натяжения талевой системы к подъему инструмента, остановку колонны бурильных труб на заданной высоте, полную загрузку приводных двигателей и равномерное распределение нагрузки между ними. Наиболее целесообразным типом вспомогательного тормоза буровой лебедки является электромагнитный тормоз. В электромагнитных индукционных и порошковых тормозах вся энергия торможения превращается в тепло, для отвода которого предусматривается водяное или реже воздушное охлаждение. Электромагнитные тормоза обычно сочленяются с валом барабана лебедки с помощью шинно-пневматических муфт. Система водяного охлаждения устанавливается рядом или выносится за пределы буровой площадки. Станция управления электромагнитным тормозом может быть расположена в любом удобном месте на буровой установке или за ее пределами. Управление тормозом производится с пульта бурильщика и при необходимости может быть связано с рукояткой механического тормоза. Основное преимущество электромагнитных тормозов заключается в возможности плавного регулирования в широких пределах тормозного момента, а также в относительной простоте и легкости автоматизации процесса торможения.

39. Электрооборудование промысловых компрессорных станций

На нефтегазопромысловых компрессорных станциях применяют преимущественно поршневые компрессоры. Частота вращения их приводных валов 365 об/мин, механическое соединение последних с валом электродвигателя осуществляется при помощи клиноременной передачи. Обычно компрессор охлаждается водой, но практически не все тепло, выделяемое при сжатии агента - газа или воздуха, уносится с водой, а часть его идет на повышением температуры агента. Газовые компрессорные станции на промыслах являются взрывоопасными установками. Помещения этих станций относят к классу В-1а. В тех установках, где мощности двигателей не превышают 150-200 кВт и напряжение питания установок до 1000 В, целесообразно применять асинхронные короткозамкнутые двигатели во взрывонепроницаемом исполнении, и синхронные в исполнении, продуваемом под избыточным давлением. Чаще всего на промысловых компрессорных установках с поршневыми компрессорами используются двигатели на напряжение 6 кВ мощностью 160-220 кВт. В данном случае наибольшее распространение получили электродвигатели в исполнении, продуваемом под избыточным давлением. По условиям пуска здесь с успехом могут применяться как асинхронные короткозамкнутые, так и синхронные двигатели. Так как последние обладают известными преимуществами в отношении к.п.д., коэффициента мощности и большей стабильности вращающего момента при снижениях напряжения, им следует отдавать предпочтение. Компрессорные станции, на которых повышают давление воздуха, относятся к невзрывоопасным установкам, и здесь применяются электродвигатели и прочее электрооборудование нормального (невзрывозащищенного) исполнения. Промысловые компрессорные станции для закачки газа или воздуха в пласт, где устанавливают до 16 компрессоров, являются весьма энергоемкими потребителями. Они относятся к 1-й категории потребителей по надежности электроснабжения. Это определяется тем, что даже при кратковременном прекращении их работы и вызванном этим снижении давления рабочего агента в линиях, подающих последний в скважины, нарушается технологический режим работы скважин. Для питания электроэнергией электрооборудования компрессорных станций при напряжении 6 кВ непосредственно при компрессорной сооружается трансформаторная подстанция 35/6 или 110/6 кВ. В тех случаях, когда к компрессорной может быть подведено питание при напряжении 6 кВ от какой-либо промысловой подстанции, сооружается только распределительное устройство. Электроснабжение компрессорных станций осуществляется при напряжении 110 или 220 кВ по двухцепным воздушным линиям от различных систем сборных шин одной подстанции или от различных районных подстанций. Для защиты питающих воздушных токопроводов 10 кВ, входящих в зону дифференциальной защиты силовых трансформаторов, на вводе 10 кВ установлены комплекты трансформаторов тока. Секционные выключатели снабжены только устройствами АВР, включающими секционный выключатель после отключения выключателя ввода 10 кВ защитой минимального напряжения. Устройство АВР блокируется при срабатывании максимальной токовой защиты на вводе 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ, мощность нагрузки которых в зависимости от числа агрегатов компрессорной станции составляет 1250-2250 кВт, снабжены максимальной токовой защитой без выдержки времени, токовой отсечкой и защитой от замыканий на землю.

34. Электрооборудование, продуваемое под избыточным давлением

В этом исполнении выпускается крупное электрооборудование, предназначенное для стационарной установки во взрывоопасных помещениях.

Части такого электрооборудования помещаются в плотно закрытые оболочки, продуваемые чистым воздухом (или инертным газом), поток которого создается специальной системой вентиляции. При этом внутри оболочек создается избыточное давление воздуха, препятствующее проникновению взрывоопасных смесей из окружающего пространства. Допускается применение как разомкнутого, так и замкнутого цикла вентиляции. Воздух для продувания электрооборудования должен забираться снаружи из атмосферы или из помещения, не содержащего взрывоопасных смесей. Содержание инертной пыли в воздухе должно быть не более 0,2 мг/м3. Отработанный воздух не допускается выбрасывать во взрывоопасное помещение. В оболочке с замкнутым циклом вентиляции допускается подача воздуха или инертного газа из баллонов с редуцированием до необходимого давления. Избыточное статическое давление воздуха или инертного газа как внутри продуваемого электрооборудования, так и по всей длине воздухопроводов должно быть не менее 100 Па.

Продуваемое под избыточным давлением взрывозащищенное электрооборудование маркируется, ставится буква П.

Эксплуатация электрооборудования такого исполнения допустима при наличии специальных блокировок, обеспечивающих:

1.подачу напряжения на электрооборудование только после того, как вступила в работу система вентиляции и осуществила продувку оболочек электрооборудования и всех элементов системы вентиляции в размере пятикратного;

2.автоматическое отключение электрооборудования от всех источников питания электроэнергией в помещениях класса B-I и приведение в действие сигнализации в помещениях класса В-1а при снижении статического давления на приборах контроля давления в системе продувки до установленных значений;

3.автоматическое включение резервной вентиляционной установки при снижении статического давления ниже установленного для электрооборудования с элементами, имеющими более высокую температуру, чем допустимая для взрывоопасной среды помещения.

Циркулирующий внутри двигателя воздух охлаждается водяными воздухоохладителями, которые устанавливают рядом с двигателем.

35. Электрооборудование искробезопасного исполнения и с масляным наполнением

Взрывозащищенное электрооборудование в этом исполнении изготовляется таким образом, что все его искрящие и неискрящие токоведущие части помещены в трансформаторное масло. При этом предотвращаются соприкосновение между токоведущими частями и контакт их с взрывоопасными средами,исключается воспламенение последних.

Электрооборудование с масляным наполнением снабжается указателем уровня масла, который снабжают защитой от механических повреждений и выполняют так, чтобы уровень масла можно было определить, не вскрывая оболочки.

Неизолированные токоведущие части, присоединительные зажимы, детали, где имеется искрение в нормальных условиях, должны быть покрыты маслом настолько, чтобы его минимальный уровень находился на 10 мм выше этих элементов, причем температура верхнего слоя масла не должна быть выше 100 °С. Кроме того, маслонаполненные коммутационные аппараты должны выдерживать в течение 0,25 с допустимый для них ток короткого замыкания без нарушения взрывозащищенности. Аппараты, установленные в цепях питания короткозамкнутых асинхронных двигателей, должны иметь контактную систему, обеспечивающую нормальный разрыв цепи при токе, превышающем по крайней мере в 6 раз номинальную силу тока двигателя наибольшей мощности.

Оболочки маслонаполненного электрооборудования должны иметь защиту не ниже IP54.

Маслонаполненное электрооборудование может быть применено во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех перечисленных выше классов. Оно маркируется буквой М в круглой рамке, далее ставится цифра, указывающая категорию смеси, если в конструкции имеются и взрывонепроницаемые элементы, а за цифрой ставится буква, характеризующая группу смесей.

Взрывозащищенные электрические машины в маслонаполненном исполнении изготовляются в небольшой мощности (2-7 кВт) и имеют в нефтяной промышленности ограниченное применение.

Наиболее широкое распространение имеет взрывозащищенная маслонаполненная пускорегулирующая аппаратура.

Взрывозащищенность искробезопасного электрооборудования достигается тем, что токи и напряжения в цепях, где оно устанавливается, снижаются до таких значений, при которых мощность электрических разрядов в нормальных и аварийных условиях недостаточна для воспламенения взрывоопасных смесей.

Искробезопасное исполнение применяется для устройств слабого тока: устройств связи, контрольно-измерительной аппаратуры, регулирующей аппаратуры. Буква в круглой рамке в обозначении оборудования этого исполнения - И.

42. Электрооборудование водяных насосных станций.

Необходимость обеспечения непрерывной подачи воды при больших ее расходах и высоких требованиях к ее качеству требует создания специальных систем водоснабжения. Начальными звеньями системы водоснабжения в этих случаях являются насосные станции водозабора первого (и второго) подъема, от которых вода, пройдя через водоочистительные сооружения, поступает в магистральные трубопроводы. Из последних вода забирается кустовыми насосными станциями (КНС), где насосы высокого давления повышают ее давление и по разводящим напорным трубопроводам посылают в скважины.

Электрооборудование водонасосных станций может быть нормального исполнения, так как здесь взрывоопасные смеси отсутствуют. По необходимой бесперебойности питания электроэнергией относят к потребителям 1-й категории надежности. Кустовые насосные могут быть отнесены ко 2-й категории.

Водозаборные насосные станции на открытых водоемах снабжаются несколькими агрегатами с двигателями мощностью от 100 до 250 кВт (первого подъема) и 800-2500 кВт-на насосных второго подъема.

Насосные станции проектируются обычно так, чтобы насосы при пуске оказывались залитыми за счет заглубления последних или за счет использования для этого напорных магистралей. В редких случаях прибегают к установке вакуумных насосов. Если водоснабжение основывается на использовании грунтовых вод, то водозабор осуществляется при помощи специальных насосных агрегатов, которыми оборудуются скважины водозабора. Здесь применяются вертикальные глубинные центробежные насосы или погружные насосные агрегаты.

Электродвигатели мощностью 250 кВт питаются от объединенного распределительного устройства 6 кВ.

Для водозаборов небольшой производительности применяются плавучие насосные станции первого подъема. Плавучая насосная представляет собой металлический понтон с надстройкой из утепленных металлических панелей. В надстройке смонтированы три насосных агрегата с насосами 300Д90 и электродвигателями мощностью по 100 кВт, вспомогательное оборудование, распределительный щит напряжением 0,4 кВ, аппаратура автоматики типа АБН.

Кустовые насосные станции располагаются на небольших расстояниях от нагнетательных скважин и оборудуются 3-5 насосными агрегатами каждая. Используются центробежные насосы или поршневые. Насосы приводятся в действие синхронными двигателями СТД-1250-2,1250 кВт, 6 кВ, 3000 об/мин. БКНС содержит 2-4 насосных блока, блоки низковольтный и управления, блоки напорного коллектора и блок распределительного устройства 6 кВ.

Синхронные двигатели бкнс снабжены защитой от коротких замыканий (для двигателей на 1250 кВт токовой отсечкой, а для двигателей на 4000 кВт-продольной дифференциальной токовой), перегрузки, минимального напряжения, замыканий на землю, асинхронного хода. Кроме того, предусматриваются защиты, действующие от технологических факторов: при падении давления нагнетания; при падении давления масла в подшипниках; при перегреве подшипников или масла в конечном участке системы смазки.

41. Электрооборудование насосных станций внутрипромысловой перекачки нефти

На насосных станциях внутрипромысловой перекачки нефти мощности двигателей и число установленных агрегатов зависят от принятой схемы сбора нефти. Помещения нефтенасосных станций относятся к классу В-1а. Электрооборудование должно быть во взрывозащищенном исполнении. При мощности двигателей до 200 кВт здесь применяются короткозамкнутые АД во взрывонепроницаемом исполнении на напряжения до 660 В.. Эти двигатели используются для привода как центробежных, так и поршневых насосов. Для насосов, требующих Р=250-630 кВт, применяются АД на U=6 кВ во взрывонепроницаемом или в продуваемом под избыточным давлением исполнении, короткозамкнутые, а также СД в нормальном исполнении с установкой за пределами взрывоопасного помещения.

Электродвигатели P=500 и 630 кВт, монтируемые в зоне холодного климата, имеют встроенные электронагреватели. Насосные станции по надежности электроснабжения относятся ко 2-й категории, а если они расположены на морских промыслах – к 1-й категории.

Управление короткозамкнутыми АД при U < 660В осуществляется с помощью магнитных пускателей.

В насосном агрегате, если пусковая аппаратура размещена непосредственно у агрегата, ее выбирают во взрывозащищенном исполнении (взрывонепроницаемом, маслона-полненном). При дистанционном управлении эти операции осуществляются на расстоянии с пункта управления, а при автоматическом - системой автоматики при получении командного импульса от соответствующего прибора.

Неавтоматизированные насосные станции с мощными двигателями на U=6 кВ, кроме местного, снабжаются дистанционным управлением.

К вспомогательному электрооборудованию этих насосных станций относятся электроприводы задвижек (7,5 кВт), воздушные компрессоры для пневмоавтоматики (10 кВт), насосы системы пожаротушения и проч. Общая расчетная нагрузка вспомогательного электрооборудования, питаемого при напряжении 380/220 В, составляет от 200 до 400 кВт.

14. Электропривод  буровых лебёдок с АД

В отечественных буровых установках применяется групповой электропривод лебедки и ротора. Для управления ЭД лебедки и ротора с фазным ротором применяют буровые магнитные станции

В  буровых установках для привода буровой лебедки и ротора    применяют асинхронные двигатели с фазным ротором. Эти двигатели являются модификацией двигателей единой серии А и рассчитаны для эксплуатации в неотапливаемых    помещениях с нормальной средой     при    температуре    окружающего    воздуха ±40 °С и относительной влажности 90%   при 20 СС   (исполнение  У2).   Исполнение  двигателей    брызгозащищенное с  влагостойкой изоляцией горизонтальное с самовентиляцией;    вал на щитовых подшипниках качения с одним свободным концом под полумуфту. Двигатели     приспособлены    для  монтажа  и транспортировки в полевых условиях. Обмотки статора и ротора соединены в звезду. Буровые    магнитные станции типа ШГШ,  применяемые для управления  приводными двигателями лебедки и ротора, конструктивно    выполнены в виде металлического шкафа с дверцами с четырех сторон и имеют исполнение У2. Каркас станций монтируется на салазках, что позволяет транспортировать станции волоком в пределах буровой установки.

Во всех станциях типа ШГШ для уменьшения числа контакторных ступеней применена схема дроссельного пуска. Принципиальные схемы управления двигателями при помощи станций типа ШГШ мало различаются.

32. Электрооборудование с взрывонепроницаемой оболочкой

Электрооборудование в этом исполнении снабжено оболочками, выдерживающими максимальное давление при взрыве внутри оболочки без ее повреждения и обеспечивающими локализацию пламени внутри оболочки.

Возможность проникновения взрывоопасных частей внутри корпуса электрооборудования не исключается, т. е. полная герметичность оболочек не обеспечивается.

Взрывонепроницаемое исполнение электрооборудования маркируется буквой В в кружке. Обычно на корпусах электрооборудования в таком исполнении указываются также категория и группа взрывоопасной смеси, для которой это оборудование предназначено. Короткозамкнутые АД серии ВАО рассчитаны на применение во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех классов, где возможно образование взрывоопасных смесей 1, 2, 3, 4-й категорий групп Т1, Т2, ТЗ, Т4, Т5. Они изготовляются на синхронную частоту вращения 600 -3000 об/мин для P = 0,27 - 100 кВт и 132 - 315 кВт при U= 220, 380, 660 В на 750-3000 об/мин, а также для P= 200-2000 кВт при U=6кВ. Выпускается модернизированная серия двигателей ВА02 P= 55 - 200 кВт.

Пусковая и пускорегулирующая аппаратура обычно устанавливается за пределами взрывоопасных помещений, в которых устанавливают лишь аппараты управления и коммутационные аппараты, механически связанные с технологическим оборудованием: кнопочные посты управления, колонки управления, конечные выключатели и др. Эти аппараты во взрывонепроницаемом исполнении содержат корпус и крышку, в соединениях между которыми используется щелевая (при помощи зазора) защита от передачи пламени. К таким аппаратам в первую очередь относятся посты управления серии КУ-90-ВЗГ и посты управления и сигнализации серии ПВ. Степень защиты оболочки IP54.

Для дистанционного управления электроприводами машин и механизмов в стационарных и передвижных установках применяются посты управления и сигнализации серии ПВ во взрывонепроницаемой оболочке.

33. Электрооборудование повышенной надежности против взрыва

В этом исполнении электрооборудования должно быть изготовлено с такой степенью надежности, при которой не смогли бы возникать искренне или электрическая дуга, а также нагрев до опасных температур там. Исполнение электрооборудования с повышенной надежностью против взрыва обозначается буквой Н. В том случае, когда в конструкции электрооборудования такого исполнения имеются и взрывонепроницаемые элементы, то за буквой Н ставится цифра, указывающая категорию смеси. Если таких элементов нет, то ставится 0.

Контактные соединения токоведущих частей выполнены столь тщательно, что обеспечиваете сохранение надежного контакта без искрообразований и нагрева выше допустимых значений в течение всего гарантированного срока работы. Исключена возможность поверхностного пробоя изоляции и возникновения искры или дуги между токоведущими частями, имеющими разные потенциалы.

Применяются прочные материалы для оболочек и опорных конструкций и т. д.

В помещениях классов B-I и B-II, где возможно образование взрывоопасных концентраций смесей ларов и смесей газов с окислителями при нормальном технологическом режиме, не допускается применение электрооборудования в исполнении повышенной надежности против взрыва.

11. Электропривод лебедок серийных буровых установок

Буровая лебедка с ее электроприводом используется только для подъема и опускания бурильных труб, причем для подъема труб служат приводные двигатели, а для торможения при опускании-вспомогательные тормоза или - приводные двигатели.

Поскольку время работы привода лебедки при подъеме бурильных труб перемежается паузами для отвинчивания, переноса и установки труб, а также спуска крюка с незагруженным элеватором, режим работы привода лебедки - повторно-кратковременный с относительной продолжительностью включения 25-40 %.

При наличии уменьшающегося момента статистического сопротивления на валу двигателя некоторой мощности Р наибольшая производительность лебедки может быть достигнута, если по мере подъема труб скорость подъема будет увеличиваться, т. е.

P=Mc*ωб/η=const, где Mc - момент на валу барабана лебедки; ωб - частота вращения барабана лебедки; η -к. п. д. передач от двигателя к барабану лебедки.

Передаточные числа, число передач и диапазон регулирования частоты вращения электродвигателя выбираются обычно таким образом, чтобы общая характеристика привода была близка к кривой постоянной мощности.

Частоту вращения барабана лебедки для выполнения условия можно изменять ступенчато при помощи многоскоростных трансмиссий либо бесступенчато при помощи турботрансформаторов или электропривода с широким диапазоном регулирования частоты вращения. Возможно также уменьшение числа ступеней механической передачи до двух при наличии электропривода с ограниченным диапазоном регулирования частоты вращения.

При бесступенчатом изменении скорости подъема упрощается конструкция лебедки, однако ее привод становится сложнее и дороже; при ступенчатом изменении повышаются сложность и стоимость лебедки, но уменьшаются сложность и стоимость привода. Технико-экономические расчеты показывают, что, чем больше глубина бурения, тем эффективнее применение регулируемого электропривода.

В практике широкое применение нашел двухдвигательный привод, встречаются одно-, трех- и даже четырехдвигательные схемы.

Двигатели лебедки мощностью до 200-250 кВт целесообразно выбирать на напряжение 380, 500 или 660 В, так как для управления цепями статора этих двигателей можно применить контакторную аппаратуру низкого напряжения. При мощности двигателей более 250 кВт целесообразно выбирать их на напряжение 6000 В, что позволяет устранить промежуточную трансформацию напряжения.

Технико-экономическое сравнение вариантов электропривода буровой лебедки может выявить, что наиболее экономичным является электропривод постоянного тока. Этот электропривод можно сделать безредукторным. Применение безредукторного привода позволяет существенно упростить конструкцию лебедки и устранить ряд звеньев (цепные передачи, подшипники, шинно-пневматические муфты), более всего подверженных износу. Связь приводного двигателя непосредственно с барабаном лебедки позволяет использовать двигатель и в качестве электротормоза.

16-17?. Электропривод буровых насосов

Буровой насос создает циркуляцию промывочной жидкости, очищающей забой и при турбинном способе бурения передающей энергию турбине. В бурении в основном применяются поршневые насосы, имеющие сменные цилиндровые втулки, позволяющие в определенных пределах изменять подачу насоса при постоянном числе ходов поршней в минуту.

В начале бурения скважины давление, создаваемое насосом, невелико. Однако по мере углубления скважины, вследствие увеличения гидравлического сопротивления труб, увеличивается и давление р на выходе насоса, которое ограничено прочностью деталей насоса. Поэтому, начиная с определенной глубины скважины, подачу насоса приходится ограничивать. Допустимый режим работы насосной установки характеризуется постоянством развиваемой насосами мощности, равной номинальной: pQ= const.

Приблизиться к режиму постоянства мощности можно двумя способами.

1.При нерегулируемом приводе-путем применения цилиндровых втулок разного диаметра. Этот режим работы характеризуется кривой зависимости производительности Q насоса от давления на выходе р и диаметра втулки D.

2. При регулируемом приводе-путем использования в начале бурения втулки малого диаметра при частоте вращения приводного вала, большей номинальной, а затем по мере повышения давления путем снижения частоты вращения привода сохранить равенство pQ=const.

В качестве приводных двигателей используются синхронные двигатели, являющиеся одновременно источниками реактивной энергии. Изменение подачи насосов осуществляется сменой цилиндровых втулок, а уменьшение подачи на время восстановления циркуляции-открыванием задвижки на выходе из насоса.

В случае применения для привода насоса специального асинхронного двигателя с фазным ротором возможно регулирование его частоты вращения вниз от номинальной. Так как отношение диаметров соседних типоразмеров втулок составляет 0,85-0,9, между двумя заменами втулок целесообразно регулировать частоту вращения приводного двигателя насоса на 20-30 % вниз от номинальной. Это сопровождается существенными потерями энергии.

Поскольку режим работы насоса продолжительный, двигатель насоса выбирают так, чтобы его номинальная мощность была несколько больше или равна мощности, вычисленной по формуле

где Qт - максимальная теоретическая подача, м/с; р-полное давление нагнетания при максимальной подаче, Па; фп-коэффициент подачи; ηн-полный к. п. д. насоса; ηп.н-к. п. д. передачи между двигателем и насосом; а-коэффициент, учитывающий возможность длительной перегрузки насоса.

Номинальное напряжение обмотки статора двигателя должно быть равно напряжению питающей сети (6 или 10 кВ). Номинальная частота вращения двигателя определяется кинематикой насоса и клиноременной передачи; для существующих поршневых насосов она составляет 750 об/мин.

5?. Электропривод ротора буровой установки

Ротор буровых установок предназначен для передачи вращения бурильной колонне в процессе бурения скважин роторным способом и периодического проворачивания труб при турбинном бурении и бурении электробурами, восприятия реактивного момента, возникающего на забое при бурении забойными двигателями (реактивный момент воспринимается в результате стопорения вала специальной защелкой), удержания колонны бурильных и обсадных труб в процессе спуско-подъемных операций и при их свинчивании и развинчивании, замене инструмента, при ликвидации аварий в скважине.

В зависимости от типа привода роторы получают вращение от коробки передач лебедки при помощи цепной или карданной передачи, а также от специального индивидуального привода.

При роторном бурении вращающий момент передается от ротора к долоту через колонну бурильных труб, в связи с чем в колонне могут появиться значительные крутящие моменты.

Для уменьшения механических нагрузок и усталостных напряжений в трубах при переменном моменте необходимо иметь мягкую характеристику привода с автоматическим ограничением максимального момента и небольшие маховые массы.

Режим работы приводного двигателя ротора в процессе бурения длительный, с возможным появлением резкопеременнрй нагрузки, а мощность, расходуемая на процесс бурения, выражается формулой

РP=Рп+ Рх.в.+ Рдол, где Рп - мощность, соответствующая потерям в механизмах привода, установленных на поверхности; Рхв - мощность, необходимая для холостого вращения колонны бурильных труб в скважине; Рдол  - мощность на долоте.

Значения мощностей Рп, Рх.в, Рдол определяют по эмпирическим формулам.

В настоящее время в практических расчетах для определения мощности Рп зависящей от типа, состояния оборудования и частоты вращения, применяются формулы:

Плюща: Pn=knl,5

Федорова: Рп =а1n+а2n2, где а1 а2, k - коэффициенты, зависящие от типа применяемого оборудования; n - угловая скорость ротора.

Для легких буровых установок применяется нерегулируемый электропривод роторного стола. Для буровых установок, предназначенных для бурения на большую глубину, целесообразен индивидуальный плавно регулируемый электропривод как с точки зрения получения мягких характеристик и облегчения условий работы бурильной колонны в переходных процессах, так и для поддержания оптимальных частот вращения при проходке пород различной твердости и возможности автоматизации процесса бурения.

24. Электропотребление, электроснабжение и управление электродвигателями станков-качалок

Остановка большей части глубиннонасосных установок при прекращении подачи электроэнергии связана только с потерей нефти, определяемой прекращением ее откачки из скважины, и не вызывает серьезных осложнений при дальнейшей эксплуатации. Такие установки относятся ко второй категории надежности электроснабжения. Глубиннонасосные установки в нефтеносных районах со сложными условиями эксплуатации, где остановка насоса приводит к осложнениям при последующем пуске скважин (например, вследствие образования песчаных пробок), относятся к первой категории.

Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных трансформаторных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, питаемых, в свою очередь, при помощи воздушных линий. На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением к двигателям станков-качалок напряжения 380 В непосредственно от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий.

В настоящее время имеются специальные подстанции для питания станков-качалок (типа КТПНД) мощностью от 25 до 250 кВ • А, рассчитанные на работу при температурах от -40 до +40 °С. Имеются три модификации КТПНД; первая - для одиночных скважин, вторая и третья - для кустов скважин.

В соответствии с мощностью (4-55 кВт) и напряжением (380 В) асинхронных электродвигателей станков-качалок для них применяется относительно несложная пусковая и защитная аппаратура.

Условия ее действия зависят от способа самозапуска двигателей-индивидуального или группового (магистрального).

Блоки БГШ могут быть также использованы при групповом самозапуске и при отсутствии самозапуска вообще. Конструктивно блок выполнен в виде навесного металлического шкафа водо- и пылезащищенного исполнения, предназначенного для работы на открытом воздухе. В шкафу смонтирована вся аппаратура блока.

Три модификации: В первой из них предусматривается управление двигателем СК в зависимости от давления в выкидном коллекторе. Во второй модификации предусматривается управление двигателем в режиме периодической эксплуатации скважины. Третья модификация схемы предусматривает управление двухскоростным двигателем короткоциклового электропривода.

Для управления, контроля и защиты асинхронных электроприводов станков-качалок мощностью 1,7-55 кВт выпускаются блоки управления БУС-ЗМ, имеющие в зависимости от мощности управляемого двигателя семь исполнений. Конструктивно блок БУС-ЗМ выполнен в виде шкафа напольного типа на ножках. Блок БУС-ЗМ обеспечивает ручное, автоматическое, программное и дистанционное управление электроприводом СК. При ручном управлении возможно включение и отключение двигателя СК кнопками управления, расположенными в блоке.

В автоматическом режиме работы обеспечиваются: самозапуск двигателя СК с регулируемой выдержкой времени при восстановлении напряжения сети после перерыва электроснабжения; включение и отключение двигателя кнопками управления, расположенными в блоке; защитное отключение двигателя СК с выдержкой времени в зависимости от степени перегрузки или недогрузки в установившемся режиме работы при возникновении аварийных ситуаций (обрыв фазы, обрыв ремней, перегрузка, неисправность насоса, повышение или понижение давления жидкости в выкидном трубопроводе за заданные пределы); автоматическая блокировка защиты в переходном режиме для восстановления установившегося режима; защитное отключение двигателя в переходном режиме работы СК при возникновении аварийных ситуаций (максимальная перегрузка, обрыв полированного штока, заклинивание редуктора или плунжера насоса, обрыв ремней, повышение или понижение давления жидкости в выкидном трубопроводе за заданные пределы); запоминание аварийного отключения СК и запрет повторного включения без съема аварийного сигнала вручную.

40. Самозапуск двигателей промысловых компрессорных станций

На компрессорных станциях закачки газа в скважины наряду с устройствами АПВ, повторно включающими электродвигатель после его отключения защитой минимального напряжения, используется самозапуск двигателей. При коротких замыканиях в электросистеме, питающей компрессорную станцию, резко снижается или полностью исчезает напряжение на зажимах двигателей на время, зависящее от времени действия устройств, защищающих поврежденный участок.При реализации самозапуска при кратковременном исчезновении или при снижении питающего напряжения двигатели не отключаются защитой, а продолжают работать со снижением частоты вращения. После восстановления нормального напряжения они повышают свою частоту вращения и возвращаются к нормальному режиму. Последнее оказывается возможным, если при появлении полного напряжения пусковые токи неотключенных двигателей, которые одновременно начинают разгоняться, не превысят определенных значений. Не должна быть превышена сила тока, при которой потеря напряжения в питающей сети будет столь велика, что напряжение на зажимах двигателей окажется недостаточным для создания вращающих моментов, способных разогнать двигатели до нормальной частоты вращения. Чтобы обеспечить выполнение этого условия часть двигателей при исчезновении или резком снижении напряжения отключается, а затем автоматически включается системой АПВ. Самозапуск осуществляется для оставшихся включенными остальных двигателей. При самозапуске двигатель работает в двух режимах: выбега (после снижения или снятия напряжения) и пуска (после восстановления напряжения). Режим пуска начинается не при скольжении S = 1, а при некотором меньшем значении скольжения Sп, которое зависит от длительности выбега и характеристик системы двигатель-компрессор. В процессе самозапуска сопротивление двигателя определяется в зависимости от величины Sп а не режимом короткого замыкания, которому соответствует обычный пуск, начинающийся с S = 1. Величина этого сопротивления определяет ток и напряжение на зажимах двигателя, которые являются критерием возможности самозапуска.

47. Электропривод главных и подпорных насосов НПС

Главные электродвигатели привода основных и подпорных насосов применяются как во взрывозащищенном, так и в нормальном исполнении. В первом случае их устанавливают в одном помещении с насосами, во втором случае - в помещении, отделенном от помещения насосов негорючей перегородкой. В последнее время отдается предпочтение двигателям нормального исполнения, так как, кроме меньшей стоимости этих двигателей, большое значение имеют и такие факторы: уменьшается объем и площадь взрывоопасного помещения, улучшаются условия пожарной безопасности при ремонте двигателей, связанном с необходимостью пайки, сварки, в случае установки двигателей в общем помещении с насосами приходится отключать остальные агрегаты для предотвращения опасности взрыва, что вызывает остановку всей насосной станции. Установка двигателей в отдельном помещении позволяет производить ремонт двигателя непосредственно на месте без отключения остальных агрегатов.

Для привода применены синхронные и короткозамкнутые асинхронные двигатели на 3000 синхронных об/мин.

Для установки вне помещения насосов применяются синхронные двигатели без взрывозащиты марки СТД. Для установки в одном помещении с насосами могут быть применены взрывозащищенные двигатели марки СТДП, как и двигатели серии СТД, для мощностей от 630 до 12500 кВт и напряжений 6-10 кВ на 3000 об/мин. Наиболее распространенными в приводе насосных являются двигатели мощностью от 4000 до 8000 кВт.

Для привода подпорных насосов применяют синхронные и асинхронные двигатели мощностью до 1600 кВт на 1000- 1500 синхронных об/мин.

Для мощных синхронных двигателей привода насосов предусматривают обычно следующие виды электрических релейных защит: токовую отсечку без выдержки времени, срабатывающую при коротких замыканиях; максимальную токовую от перегрузок; дифференциальную токовую от внутренних повреждений; минимального напряжения до уровня ниже 0,6 от номинального; токовую от однофазных замыканий на землю при силе тока замыкания на землю, превышающей 10 А; от асинхронного режима, совмещаемую обычно с защитой от перегрузок, защита от понижения частоты АЧР.

Электродвигатели подпорных насосов, обладающие значительно меньшей мощностью, чем двигатели основных насосов, могут иметь несколько упрощенные электрические защиты. На современных нефтеперекачивающих насосных станциях для управления основными («магистральными») насосными агрегатами предусмотрены: пуск и остановка в автоматическом режиме по заданной программе при получении команды с диспетчерского пункта; раздельное дистанционное управление отдельными элементами агрегата с МДП; местное управление отдельными элементами агрегата вручную непосредственно на месте их установки.

При программном управлении возможно автоматическое включение резервного агрегата, замещающего отключенный защитой или невключающийся основной агрегат.

3. Электроснабжение буровых установок (внешнее и внутреннее).

Электрифицированные буровые установки при бурении на глубину более 4500 м и в сложных геологических условиях на меньшую глубину относятся к потребителям первой категории.

Буровые установки при бурении до 4500 м в неосложненных геологических условиях относятся к потребителям второй категории.

Для присоединения электрических нагрузок буровых установок строятся воздушные линии электропередачи напряжением 110; 35; 6(10) кВ и понизительные трансформаторные подстанции с трансформаторами мощностью 6,3; 4 или 2,5 MB А.

Схема электроснабжения буровой установки выбирается в зависимости от места расположения и мощности источника электроэнергии, а также от типа буровой установки.

Для распределения электроэнергии на установках используются унифицированные распределительные устройства высокого напряжения типа КРНБ-6У, состоящие из шести ячеек, и пусковые устройства ПБГ-6 наружной установки.

Для буровых установок, имеющих установленную мощность электрооборудования более 3000 кВт и удаленных более чем на 5-6 км от источника электронергии, целесообразно применять схему глубокого ввода, т. е. напряжение 110-35 кВ подавать непосредственно к буровой установке. По схеме глубокого ввода при буровой установке сооружают трансформаторную подстанцию 110/6 или 35/6 кВ.

Примером передвижной комплектной трансформаторной подстанции напряжением 35/6 кВ, предназначенной для электроснабжения отдельных и группы буровых установок, является однотрансформаторная подстанция КТПН-4000-35/6 с трансформатором мощностью 4MBА.

Распределительные устройства КРНБ-6У для всех буровых установок с электроприводом идентичны по схеме и различаются только параметрами защитных элементов.

Для бурения разведочных скважин, как правило, применяются буровые установки с приводом от двигателей внутреннего сгорания. Однако их эксплуатация требует значительных капитальных и эксплуатационных затрат.

Буровые предприятия, расположенные на Крайнем Севере, успешно эксплуатируют газотурбинные электростанции, работающие на природном или попутном газе.

На буровых установках, эксплуатируемых в неэлектрифицированных районах, в качестве источника питания применяют дизель-электрические агрегаты. Такие же агрегаты применяют и на буровых установках в электрифицированных районах в качестве аварийного источника электроснабжения.

49. Электроснабжение промысловых насосных станций.

Глубиннонасосные установки питаются при напряжении 0,38 кВ от устанавливаемых на скважинах комплектных трансформаторных подстанций (КТП) 6/0,4 кВ, питаемых, в свою очередь, при помощи воздушных линий. На некоторых промыслах сохранились схемы с подведением к двигателям станков-качалок напряжения 380 В непосредственно от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ также при помощи воздушных линий.

Глубиннонасосные установки, как правило, получают электроэнергию по одной воздушной линии электропередачи 6 кВ, часто не снабженной АПВ и не имеющей связи с другими линиями, что могло бы обеспечить необходимое резервирование.

В настоящее время имеются специальные подстанции для питания станков-качалок (типа КТПНД). Имеются три модификации КТПНД; первая - для одиночных скважин, вторая и третья - для кустов скважин.

В соответствии с мощностью и напряжением асинхронных электродвигателей станков-качалок для них применяется относительно несложная пусковая и защитная аппаратура.

Блоки БГШ могут быть также использованы при групповом самозапуске и при отсутствии самозапуска вообще.

Хотя блоки управления БГШ достаточно просты и надежны, они не удовлетворяют всем требованиям, предъявляемым к современным устройствам управления двигателями станков-качалок. Поэтому для управления, контроля и защиты асинхронных электроприводов станков-качалок выпускаются блоки управления БУС-ЗМ, имеющие в зависимости от мощности управляемого двигателя семь исполнений. Конструктивно блок БУС-ЗМ выполнен в виде шкафа напольного типа на ножках.

Для питания погружных электронасосов выпускаются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН. Коэффициент мощности установок с погружными электронасосами, определяемый в основном cos электродвигателя, значительно выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками.

Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) могут получать питание от различных источников:

- от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4 кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторам установки ЭЦН (двойная трансформация на скважине);

- с подведением к скважинам напряжения 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего это напряжение до величины, необходимой для питания двигателя насоса; - от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением 0,38 кВ; такие схемы питания иногда применяются при небольших удаленностях скважин от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ и небольших мощностях двигателей ЭЦН.

Для питания действующих установок по схеме с двойной трансформацией напряжения применяются комплектные трансформаторные подстанции общепромышленного назначения.

Разработаны и изготовлены специальные подстанции типа КТППН для питания одиночных скважин в условиях холодного климата. Подстанции обеспечивают прием и преобразование электрической энергии, управление и защиту электродвигателей ЭЦН.

Для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов, применяемых для добычи нефти из куста скважин, выпускаются подстанции КТППН с трансформаторами 6/0,4 кВ.

28. Электроснабжение и управление погружными электродвигателями.

Электрическая энергия подводится к погружному э/д маслонефтестойким трехжильным кабелем с резиновой или полиэтиленовой изоляцией, прикрепляемым к насосным трубам с помощью металлических поясов. Верхний конец кабеля намотан на барабан, служащий для транспортировки кабеля и его спуска и подъема. Кабельная линия в скважине выполняется плоским кабелем марки К.РБП (с резиновой изоляцией) или марки КПБП (с полиэтиленовой изоляцией) на конечном участке вдоль насоса и круглым кабелем марки КРБК (КПБК) - на остальной длине линии. Применение плоского кабеля обусловлено необходимостью уменьшить поперечные размеры погружного устройства. Выпускаются кабели площадью сечения 3x16, 3х25 и 3х35 мм2.

Для питания погружных электронасосов выпускаются силовые масляные трансформаторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40 до 400 кВ-А. Эти трансформаторы рассчитаны на эксплуатацию в районах с умеренным или холодным климатом.

Коэффициент мощности установок с погружными электронасосами значительно выше, чем коэффициент мощности установок со станками-качалками.

Установки центробежных электронасосов (ЭЦН) могут получать питание от различных источников:

- от сети 6 кВ с промежуточной трансформацией напряжения на скважине до 0,4 кВ, подводимого к автотрансформаторам или трансформаторам установки ЭЦН (двойная трансформация на скважине);

- с подведением к скважинам напряжения 6 кВ и монтажом на каждой скважине трансформатора, понижающего это напряжение до величины, необходимой для питания двигателя насоса; в этом случае на подстанции у каждой скважины должен быть предусмотрен еще и дополнительный трансформатор 6/0,4 кВ для питания цепей управления, сигнализации, освещения, подогрева и др.; можно обойтись и одним трехобмоточным трансформатором, одно из вторичных напряжений которого соответствует необходимому напряжению двигателя Uдв, а второе - 0,4 кВ;

- от подстанции 6/0,4 кВ магистралями с напряжением 0,38 кВ; такие схемы питания иногда применяются при небольших удаленностях скважин от промысловых понизительных подстанций 6/0,4 кВ и небольших мощностях двигателей ЭЦН.

Для питания действующих установок по схеме с двойной трансформацией напряжения применяются комплектные трансформаторные подстанции общепромышленного назначения.

Разработаны и изготовлены специальные подстанции типа КТППН мощностью 63-400 кВ-А для питания одиночных скважин в условиях холодного климата.

Подстанция типа КТППН представляет собой комплект электрооборудования, состоящего из отсека РУ 6 кВ и утепленной кабины, установленных на салазках. РУ 6кВ представляет собой металлический шкаф, состоящий из вводного отсека и отсека силового трансформатора. В шкафу размещены проходные изоляторы, вентильные разрядники, предохранители и масляный трехобмоточный трансформатор типа ТМТПН.

В подстанции КТППН предусмотрены блокировки, предотвращающие открывание отсеков ввода 6 кВ и силового трансформатора.

Для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов мощностью от 14 до 100 кВт, применяемых для добычи нефти из куста скважин, выпускаются подстанции КТППН с трансформаторами 6/0,4 кВ.

44. Электрообор.КС МГП в соответсв. с вопросами для пром. контроля.

Для сжатия газа, транспортируемого по магистральным газопроводам, служат компрессорные станции (КС), оборудованные поршневыми и центробежными компрессорами.

Поршневые компрессоры приводятся в действие от газовых двигателей внутреннего сгорания (газомоторные компрессоры). Мощность двигателей этих компрессоров 2 500—4 000 кВт, а КПД агрегата доходит до 40%.

На компрессорных станциях широко используют центробежные компрессоры, имеющие важные преимущества перед поршневыми. К числу этих преимуществ, в частности, можно отнести: большую производительность; отсутствие внутренних трущихся деталей, требующих смазки; меньшую площадь, требуемую для установки компрессора; более легкие фундаменты вследствие меньшей массы агрегатов и почти полного отсутствия толчков и вибраций; равномерность подачи газа; меньшую стоимость установки, особенно с электроприводом.

Основной недостаток центробежных компрессоров определяется трудностью регулирования их производительности, требующего регулируемого приводного двигателя.

Наиболее распространенными видами двигателей для привода центробежных компрессоров в настоящее время являются электродвигатели и газовые турбины.

Центробежные компрессоры со степенью сжатия, превышающей 1,1, не снабженные устройствами для охлаждения газа в процессе сжатия, принято называть центробежными нагнетателями.

На компрессорной станции устанавливают от 4 до 26 центробежных нагнетателей с электрическим или газотурбинным приводом. Число газомоторных компрессоров на одной станции достигает 20 и более. Технологическое оборудование компрессорных станций, кроме собственно компрессорных агрегатов, имеет систему газовых коммуникаций, масляные системы, системы вентиляции двигателей, системы водяного охлаждения масла, а иногда газа, и т. д.

45. Молниезащита и защита от стат.напр. НГП

В электрических установках защита от прямых ударов на подстанциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами, а защита линий — горизонтальными молниеотводами. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами линии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю. Защищаемая вертикальным молниеотводом зона представляется в виде конуса с радиусом rх на высоте hx. Значение rх определяют по формуле rx=1.6*ha/(1+hx*p/h)    ha=h-hx - превышение высоты молниеотвода над защищаемым объектом; р — коэффициент, равный единице при h<=30 м и 5,5/ (h)-1/2 при h>30 м.

Для защиты объектов, занимающих большую площадь (например, открытых подстанций), применяют два или четыре вертикальных молниеотвода. Защитная зона группы из двух и особенно из четырех молниеотводов значительно больше, чем зона двух или четырех одиночных молниеотводов. Необходимое условие защищенности всей площади четырьмя молниеотводами следующее: D=9ha где D-расстояние между молниеотводами по диагонали. Молниезащита зданий, закрытых подстанций, РУ от прямых ударов молнии выполняется заземлением железобетонных несущих конструкций кровли или металлического покрытия кровли. При отсутствии металлических покрытий на крыше здания устанавливаются стержневые молниеотводы. Открытые РУ и подстанции защищают стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на опорах РУ. При движении нефтепродуктов по трубопроводам, наполнении резервуаров и сливных операциях возможно образование зарядов статического электричества. В результате трения происходит электризация потока сжатого воздуха, ременных передач и т. д. Заряды статического электричества резко увеличиваются при наличии примесей воды, пыли или грязи в потоке жидкости, газа. Основной мерой защиты от возникновения искр при разряде статического электричества и от опасности воспламенения газов и нефти служит заземление резервуаров, трубопроводов, сливо-на-ливных устройств.

49. Электроснабжение НПС

Наиболее мощные узлы нагрузок на предприятиях нефтяной промышленности создаются на головных компрессорных станциях (КС) и насосных перекачивающих станциях (НПС). Головные НПС магистральных нефтепроводов имеют установленную мощность приемников до 40—60 МВт. Промежуточные НПС имеют меньшую нагрузку благодаря отсутствию подпорной насосной, резервуарного парка и меньшего числа задвижек и ремонтных нагрузок.

Для питания таких мощных промышленных установок сооружается главная понижающая подстанция (ГПП). НПС  — ГПП на напряжение 35 кВ.

Питание ГПП осуществляется от энергосистемы по двум ВЛ соответствующего напряжения. При высоком проценте потребителей нагрузок 1-й категории и при наличии особой группы потребителей нагрузок на НПС требуется сооружение двух ВЛ от системы с подключением их к независимым источникам питания (например, к разным секциям шин ОРУ районной подстанции) и с подвеской проводов ВЛ каждой цепи   на   разные опоры.

Число трансформаторов ГПП соответствует числу ВЛ, т. е. обычно два трансформатора напряжением 35-220/6-10 кВ мощностью 16—23 MB-А. Каждая цепь линия — трансформатор должна обеспечивать всю нагрузку подстанции с допустимой перегрузкой элементов цепи. Схемы подстанций типовые, без выключателей на стороне 35—220 кВ с отделителями и короткозамыкателями. Рекомендуется устройство перемычки (мостика) напряжением ПО— 220 кВ для обеспечения работы двух трансформаторов от одной ВЛ. В условиях Сибири и высоких широт применяют схему с выключателем на вводах ВЛ к трансформаторам и на перемычке.

На все подстанции распространяется требование ПУЭ о глубоком секционировании схемы с вводом АВР. Для ограничения токов; короткого замыкания рекомендуется применение трансформаторов с расщепленной обмоткой напряжением 6—10 кВ.

В отдельных случаях НПС располагается недалека (0,5—2 км) от районной подстанции энергосистемы. Тогда можно обеспечить питание объектов без сооружения ГПП. Достаточно-построить главное распредустройство (ГРП). напряжением 6— 10 кВ и подвести к нему питание с двух секций шин районной подстанции по кабелям или ВЛ (если мощность, передаваемая по каждой цепи, ниже 25 MB-А) или по двум гибким токопроводам, если передается мощность свыше 25 МВт на одну цепь.

50. Регулируемый электропривод ЦБН КС и насосов НПС.

Режим работы компрессорных станций на магистральных газопроводах переменный, т. е. изменяются количество перекачиваемого газа и давление его на приеме станции. Это определяется главным образом неравномерностью потребления газа. Система регулирования должна предусматривать регулирование как по графику потребления газа в течение года, так и в динамических режимах при текущих изменениях нагрузки газопровода.

Регулирование дросселированием при постоянной частоте вращения вала связано со значительными потерями энергии и должно быть признано неэкономичным. Ступенчатое регулирование за счет изменения числа работающих нагнетателей не может обеспечить в общем случае их нормальной работы при переменном режиме работы газопровода. Необходимый диапазон регулирования частоты вращения вала приводного электродвигателя при изменении производительности центробежного нагнетателя составляет 1—0,7 номинальной частоты вращения, т. е. привод для центробежных нагнетателей должен обеспечивать ее регулирование на 30% ниже номинальной.

Мощность, потребляемая насосом при регулировании дросселированием, больше, чем при регулировании за счет изменения частоты вращения. Однако часто время работы агрегата в режиме регулирования невелико (не превышает 10% от общего времени работы), а регулируемый электропривод требует значительного усложнения электрооборудования.

При регулировании за счет изменения частоты вращения рабочих колес насосов привод должен быть рассчитан на ее снижении относительно номинальной ориентировочно на 30-— 40%. Диапазон регулирования должен быть определен в зависимости от конкретных условий эксплуатации трубопровода.

51. Экономия электр. энергии на предпр-х НГП

Основными источниками экономии электроэнергии являются внедрение рациональных технологических режимов на базе достижений науки и техники; рационализация схем электроснабжения; улучшение работы энергетического и технологического оборудования; внедрение новой техники и прогрессивных норм расхода электроэнергии. Доля расхода электроэнергии на производственно-технологи-ские нужды составляет 60—80%- Поэтому определение оптимального технологического режима при наименьшем расходе электроэнергии — один из основных источников ее экономии. К таким мероприятиям относятся: использование наиболее эффективных способов бурения скважин, обеспечивающих высокие скорости бурения, а следовательно, малый удельный расход электроэнергии на  1  м проходки; применение наивыгоднейших способов добычи нефти и газа, а также оптимальных режимов эксплуатации месторождений;  перевод скважин  с компрессорной на глубиннонасосную эксплуатацию;  широкое применение внутриконтурного   и   законтурного   заводнения;   использование экономически целесообразных режимов работы насосных и компрессорных станций; укрупнение   агрегатов   на компрессорных станциях магистральных газопроводов и регулирование их производительности;   применение   прогрессивных   методов   сварки магистральных трубопроводов. Для улучшения работы энергетического и технологического оборудования целесообразно правильно выбирать тип и мощность электропривода и обеспечить его полную загрузку; проводить тщательный надзор за состоянием оборудования и своевременное   проведение   планово-предупредительных    ремонтов; исключить утечки сжатого воздуха и газа; повысить коэффициент подачи глубинных насосов; уменьшить потери напора в задвижках и трубопроводах; повысить надежность электрооборудования и устройств электроснабжения   с   целью   исключения простоев технологических установок;   заменить,   где   это   возможно, асинхронные электродвигатели синхронными. Важное значение имеет правильный учет и анализ удельного расхода электроэнергии на единицу продукции. Это один из основных показателей, характеризующих технико-экономический уровень производства в целом и степень рационального ведения электрохозяйства.

 1. Тенденция развития Эл. Энергетики в НГП.

Применение электроэнергии на предприятиях добычи и транспорта нефти, в бурении и газопереработке способствует повышению технических и экономических показателей производства. Так, себестоимость проводки скважин при бурении их установками с электроприводом на 15—20% ниже, а скорость проходки выше, чем при бурении установками с дизельным приводом.

Дальнейшее развитие добычи нефти, успешное выполнение производственных и экономических задач зависят от технического уровня нефтяной электроэнергетики, от совершенства применяемых в технологических установках электроприводов и электрооборудования, а также от надежности работы схем и объектов внутрипромыслового и внешнего    электроснабжения.

Как было отмечено, электрификация нефтяной промышленности в нашей стране осуществляется на базе применения электропривода переменного тока. Рост электрических нагрузок в нефтяной промышленности вызывает необходимость развития мощностей генераторов, линий электропередач и подстанций в энергосистемах, поскольку   большая часть электроэнергии   на предприятия поступает от государственных энергосистем. Наибольший объем энергетического строительства в отрасли приходится на районы Коми АССР.

Первоначально электроснабжение нефтепромысловых объектов осуществлялось от районных электростанций по линиям электропередачи напряжением 20—35 кВ. При таких условиях невозможно было обеспечить бесперебойное питание мощных потребителей энергии. Во вновь осваиваемых районах источниками электроэнергии были в основном дизельные электростанции и энергопоезда, стоимость электроэнергии на которых была чрезвычайно высокой. К буровым установкам подводилось напряжение 2—6 кВ, а для питания электродвигателей станков-качалок и погружных центробежных электронасосов — 380 В. Наличие многих ступеней трансформации напряжения приводило к большим потерям электроэнергии в электрических сетях, а наличие сетей напряжением 380 В резко снижало надежность электроснабжения установок механизированной добычи нефти.

В настоящее время в новых районах нефтедобычи электроснабжение нефтепромыслов осуществляется по линиям электропередач напряжением ПО, 220 и 500 кВ от мощных энергосистем, а распределение электроэнергии — по линиям напряжением ПО, 35 и 6 кВ. На ряде нефтяных месторождений начато применение напряжения 10 кВ вместо 6 кВ.

Наиболее распространенный, ,современный вариант схемы электроснабжения потребителей нефтяных промыслов представлен на рис. 1.1. От электроисточника (сетей энергосистемы) по линиям электропередачи (ЛЭП) напряжением ПО, 220 кВ подается питание на центральную (главную) понижающую подстанцию ЦПП (ГПП) с двумя трехобмоточными трансформаторами напряжением 110—220/35/6—10 кВ, располагаемую, как правило, в центре нагрузок нефтяного месторождения. От ЦПП электроэнергия при напряжении 35 кВ подается на промысловые подстанции 35/6—10 кВ, от которых питаются: буровые установки, кустовые насосные -станции (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД), насосные внутренней перекачки нефти," компрессорные- станции, трансформаторные подстанции (ТП) 6/0,4 кВ для электроснабжения скважин насосной добычи нефти и прочих промысловых потребителей. От распределительного устройства (открытого или закрытого) 6—10 кВ ЦПП подается питание КНС, располагаемой рядом с подстанцией.

48. Защита синхронного двигателей насосов

Для двигателей напряжением до 1000 В предусматривают защиту от многофазных замыканий, защиту от токов перегрузки, защиту минимального напряжения, защиту от однофазных замыканий на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью. Защита от многофазных КЗ действует на отключение и осуществляется предохранителями или автоматическими выключателями. Электродвигатели, подключаемые к сети через контакторы, защищают от КЗ токовой отсечкой с помощью токовых реле косвенного действия. Ток срабатывания реле IСр =Ка*Ксх*Iн/Ктт, где Ка — коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока КЗ, Ка = 1,8 при использовании реле типа РТ-40, Ка = 2 для РТ-80.

Защиту от перегрузки выполняют с помощью теплового реле магнитного пускателя или теплового расцепителя автоматического выключателя с действием на сигнал (отключение). Защита от однофазных КЗ

осуществляется защитой от многофазных КЗ (для четырехпроводных сетей 380/220 В). Для СД защита от асинхронного хода совмещается с защитой от перегрузки по току статора.

На синхронных и асинхронных ЭД напряжением выше 1000 В предусматривают устройства релейной защиты, действующей при многофазных замыканиях в обмотке и на выводах, замыканиях на землю в обмотке статора, токах перегрузки, снижениях напряжения, асинхронных режимах (для СД).

Защита минимального напряжения выполнена при помощи реле прямого действия, встроенного в привод выключателя с уставкой 70% UH и выдержкой времени 0,5—1,5 с (со временем срабатывания на ступень выше, чем у токовой отсечки).

Защита ЭД от перегрузки и длительного асинхронного режима выполнена с зависимой от тока выдержкой времени.

Ток срабатывания защиты

где Доте — коэффициент отстройки, равный  1,2—1,3.

Система форсировки возбуждения включает реле форсировки и контактор форсировки, контакт которого шунтирует часть реостата и ток в обмотке возбуждения возрастает. Реле форсировки срабатывает при напряжении менее 85% номинального.

12. Релейно-контакторные схемы автоматического управления электроприводами

Автоматизация процессов пуска, реверса и торможения значительно облегчает

управление электродвигателями, устраняет возможные ошибки при пуске и

реверсе, обеспечивает повышение производительности механизмов. При питании

двигателя от сети автоматизация обеспечивает постепенное выключение пусковых

(тормозных) сопротивлений, регулируя пусковой (тормозной) ток и момент двигателя

в заданных пределах.

Автоматический пуск, торможение и реверс обычно выполняются при помощи релейно-

контакторных устройств в функции скорости, тока, времени, пути. В некоторых

случаях применяются комбинированные способы автоматического управления, например

в функции тока с корректировкой по времени и др.

Схема автоматического пуска двигателей:

а — постоянного тока в функции скорости; б — асинхронного в функции тока

1.  Тенденции развития электроэнергетики нефтяной и газовой промышленности.

2.   Состояние энергетической базы Коми ССР.

3.   Схемы внешнего и внутреннего электроснабжения буровых установок.

4.   Требования к электрооборудованию главных приводов буровых установок и выбор их вида.

5.   Электропривод роторного стола. Расчет мощности приводного двигателя.

6.   Электробур. Конструкция; схема электрометания, защиты и контроля изоляции силовой цепи.

7.  Электробур. Конструкция токоподвода. Частотное регулирование.

8.  Автоматические регуляторы подачи долота.

9.  Характеристики и мощность электропривода буровой лебедки. 10.Общая характеристика и мощность привода буровой лебедки.

11.Электропривод лебедок серийных буровых установок.

12.Релейно-контакторные системы управления электроприводами буровых лебедок.

13.Электропривод буровых лебедок с электромагнитными муфтами и тормозами.

14.Электропривод буровых лебедок с асинхронными электродвигателями.

15.Условие работы и регулирование привода буровых насосов.

16.Электроприводы буровых насосов по системе АВМК и АВК.

17.Электропривод бурового насоса для бурения скважин свыше 5000 м.

18. Дизель-электрический привод буровых установок.

19.Электрооборудование вспомогательных механизмов буровых установок.

20.Энергетические показатели и баланс мощности при турбинном и роторном

бурении. 21.Характер нагрузки и энергетические показатели штанговых скважинных

насосных установок.

22.Выбор приводных электродвигателей для станков-качалок. 23.Регулируемый электропривод скважинных насосных установок. 24.Электроснабжение и управление электродвигателями станков-качалок. 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. 30.Выбор электрооборудования бесштанговой насосной установки. 31.Классификация взрывоопасных смесей и зон в нефтяной и газовой

промышленности.

32.Электрооборудование с взрывонепроницаемой оболочкой. 33.Электрооборудование повышенной опасности против взрыва. 34.Электрооборудование, продуваемое под избыточном давлении. 35.Взрывозащищенное электрооборудование с маслянным наполнением. 36.Требование к системам электроснабжения и к электроприводу насосов

промысловых насосных станций.

37.Определение мощности приводных двигателей турбомеханизмов. 38.Нерегулируемый привод турбомеханизмов. 39.Электрооборудование промысловых компрессорных станций.

40.Самозапуск электродвигателей промысловых компрессорных станций.

41.Электрооборудование насосных станций внутрипромысловой перекачки нефти.

42.Электрооборудование водяных насосных станций.

43.Электрообессоливание и обезвоживание нефти.

44.Электрооборудование КС МГП в соответствии с вопросами для промежуточного контроля.

45.Молниезащита и защита от проявлений статического электричества объектов

нефтяной и газовой промышленности.

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 электрической энергии на предприятиях НГП.

1. РЕФЕРАТ дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата медичних наук КИЇВ 1999
2. Курсовая работа- География Японии
3. На тему- Народные названия лекарственных растений
4. Y^2-2x110; x210 y110; y210 Диаграммы и графики Предварительные сведения о построении диаграмм Построение
5. Тема- Выбор метода лечения пульпита во временных и постоянних зубах у детей в зависимости от формы пульпит
6. Тема- Аналіз продуктивності праці Завдання 1 Визначити приріст продукції по підприємству дані в тому
7. В течение всего периода своего существования она была тесно связана со многими науками которые оказывали н
8. Расчёты с поставщиками и подрядчиками; 3
9.  Які бувають кровотечі- А капітулярні венозні зовнішні Б артеріальні венозні судинні В капілярні в
10. Нравственные устои и поэзия декаданса. С. Я. Надсон.html
11. ЗАТВЕРДЖУЮ Проректор з навчальної роботи 2013 року РОБОЧА ПРОГРАМА НАВЧАЛ
12. Преступления против жизни
13. Bond -6- и результатам совместных исследований C
14. Розвивати пізнавальну активність школярів вдосконалювати навики виконання самостійних робіт
15. Введение винной монополи превратило питейный доход в важнейший источник госбюджета
16. Национальная экономика- понятие и ее структура
17. Ленца в интегральной форме
18. .Самой большой социальной группой является класс.
19. дипломная работа специалистабиолога и биоэколога представляет собой законченную разработку научноисслед
20. Соли

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе