Характеристики насоса 5нк - 500

Скорость включения	Частота вращен.коренного вала	Подача,* л/сек	Давление,*МПа	Подача,** л/сек	Давление,**МПа
1	н/раб	--	--	--	--
2	49,3	2,24	50	3,23	34,4
3	94	4,28	25,9	6,16	18
4	143	6,5	17,1	9,36	11,8
5	215	9,78	11,3	14,08	7,9

Эти характеристики справедливы для частоты вращения вала двигателя 1600 мин ^-1, при частоте вращения 1800 мин ^-1 несколько увеличивается подача (до 15,85 л/сек), но снижается давление.

Агрегат АКПП - 500 смонтирован на трехосном автомобиле КрАз 255Б высокой проходимости. Имеет гуммированную цистерну с 2 отсеками по 1,5 м³ каждый и трехплунжерный насос 5НК - 500 с приводом от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданный вал, одноступенчатый редуктор. Агрегат АКПП - 500 отличается от агрегата Азинмаш - 30А меньшей емкостью цистерны и отсутствием баллона для химреагентов. Высокая проходимость автомобиля КрАЗ - 255Б позволяет использовать агрегат в период весенней и осенней распутицы в условиях труднопроходимых дорог и бездорожья без использования тягачей для буксировки, а также зимой на дорогах со снежным покровом до 40 см. Габаритные размеры -8,64-2,75-3,76м, масса - 16 тонн.

6. Оборудование для транспортировки кислоты

Для транспортировки ингибированной соляной кислоты и подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины и гидрокислотных разрывах пласта применяются специальные кислотовозы типа КП - 6,5 и ЦКТ - 15.

Кислотовоз КП - 6,5 смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ - 255Б высокой проходимости, на котором смонтирована цистерна 6м³, центробежный одноступенчатый насос и трубопроводы с запорной арматурой. Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через промежуточную трансмиссию. Пуск насоса осуществляется при помощи вакуумной системы самовсасывания.

Объем гуммированной цистерны - 6м³;

Насос - 3Х-9В-3-51;

Подача - 29-60 м³/час;

Напор - 35 - 26 м;

Доп. высота всасывания - 2-5 м;

Масса - 13,42 т.

6. Оборудование для сбора и подготовки к транспорту нефти и газа

Последним этапом работ, связанных с добычей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная обработка.

Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе воду, газ, механические примеси и нефть, а также различные агрессивные компоненты.

Для отделения посторонних и вредных примесей от товарной нефти предназначен большой комплекс оборудования, расположенного на территории промысла, и обеспечивающего доведение качества нефти до уровня, позволяющего ее транспортировать по магистральным трубопроводам.

1. Основные системы сбора продукции скважин

К основным характеристикам системы сбора относятся давление в системе и способ транспортирования продукции. По давлению различают самотечные и высоконапорные системы, а по способу транспортирования - раздельные и совместные.

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступает на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачивается к установкам подготовки нефти (УПН). Если газ и нефть с водой транспортируется по отдельным трубопроводам, то такой способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная ( или двухтрубная) система сбора.

В высоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением до 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин, После предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она под собственным давлением поступает на установку подготовки нефти.

Высоконапорные системы сбора позволяют:

-полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3% в негерметизированных системах;

-снизить металлоемкость системы сбора;

-сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;

-автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости.

Недостатки:

-снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами вместо мерников;

-сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;

-увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования из-за увеличения устьевых давлений;

-необходимость увеличения давления нагнетания газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом.