Модернизации конструкции обратного клапана

9) опустить плавно сборку, а плоский кабель вдоль образующей корпуса гидрозащиты, и прикрепить его поясом к гидрозащите на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей гидрозащиты и входного модуля;

10) опустить немного сборку, установить плоский кабель между ребрами модуля-секции и , прижимая его к сборке,

11) прикрепить поясом выше сетки входного модуля и выше ребер;

12) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

13) установить монтажный хомут-элеватор ХМ-3 в проточку головки модуля-секции(без модуля головки для многосекционного насоса и с модулем головкой односекционного насоса) и поднять его над устьем скважины;

14)снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля- секции, поврежденное кольцо заменить;

15) снять упаковочную крышку с модуля секции, опущенного в скважину;

16) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля-секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля- секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции.

17) совместить отверстие во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки.

18) приподнять плавно сборку, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько раз приподнять сборку, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей- секций и к верхнему модулю-секции выше ребер;

19) опустить плавно сборку, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса модуля секции, и прикрепить его поясом к модулю-секции в его средней части;

20) опустить плавно сборку до посадки монтажного хомута-элеватора на фланец колонной головки;

21) смонтировать, как указано выше, остальные модули -секции( без модуля - головки для многосекционного насоса)

22) установить монтажный хомут-элеватор в проточку головки модуля-секции, соединенного с модулем головкой, и поднять его над устьем скважины;

23) снять упаковочную крышку, проверить вращение вала, осмотреть тщательно уплотнительное резиновое кольцо на центрирующем бурте основания модуля-секции, поврежденное кольцо заменить;

24) снять упаковочную крышку с модуля -секции, поврежденное кольцо заменить;

25) опустить плавно модуль-секцию так, чтобы шлицы ее вала сочленились со шлицевой муфтой опущенного в скважину модуля- секции и опускать далее до касания привалочных плоскостей модулей-секций. При этом лыску на фланце верхнего модуля-секции необходимо совместить с гранью, отмеченной пятном краски, на фланце нижнего модуля-секции;

26) совместить отверстия во фланцах, установить болты, стопорные планки и гайки, равномерно затянуть соединение и застопорить гайки;

27) приподнять плавно смонтированный насосный агрегат, снять монтажный хомут-элеватор с нижнего модуля-секции, еще несколько приподнять насосный агрегат, расположить плоский кабель между ребрами верхнего модуля-секции и прикрепить его поясами к нижнему модулю-секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модулей -секций и к верхнему модулю- секции выше ребер;

28) опустить плавно насосный агрегат, направляя плоский кабель вдоль образующей корпуса модуля-секции, и прикрепить его поясом к модулю секции в его средней части;

29) опустить плавно насосный агрегат до посадки монтажного хомута элеватора на фланец колонной головки;

30) вывернуть из модуля -головки упаковочную пробку, ввернуть в модуль-головку обратный клапан, а в него -спускной.

Для скважин, имеющих высокий газовый фактор, обратный и спускной клапаны следует устанавливать выше модуля-головки насоса, на расстоянии, определяемом экспериментальным путем в зависимости от величины газового фактора. В этом случае клапаны должны располагаться ниже сростки плоского кабеля с основной длиной кабеля в сборе;

31)ввернуть в спускной клапан при помощи переводника первую насосно-компрессорную трубу. Переводник не требуется ,если резьба трубы и спускного клапана одинакова;

32)приподнять плавно насосный агрегат , снять монтажный хомут-элеватор, установить плоский кабель между ребрами модуля-головки, прикрепить его поясами к модулю секции на расстоянии 200-250 мм от места стыковки привалочных плоскостей модуля- секции и модуля-головки, к модулю-головке выше ребер и к спускному клапану;

33)опустить плавно насосный агрегат до посадки трубного элеватора на фланец колонной головки;

34) приподнять насосный агрегат и установить на фланце колонной головки пьедестал открытым затвором, закрепить пьедестал болтами так, чтобы внутренняя цилиндрическая расточка его корпуса была сосна с внутренней цилиндрической поверхностью колонной головки, а кабель выходил в боковую прорезь, закрыть затвор пьедестала;

35) спустить насосный агрегат в скважину на установленную глубину на насосно-компрессорных трубах, прикрепляя к ним кабель поясами на расстоянии 2000-250 мм от верхнего и нижнего торцов муфты трубы.

Там, где кабель в сборе имеет сростку, прикреплять кабель к трубе следует на расстоянии 150-200 мм выше и ниже сростки, сростку не располагать на муфте трубы. Если сростка попадает на муфту, заменять трубу на трубу необходимой длины.

Кабель следует прикреплять к насосно-компрессорным трубам, не допуская закручивания кабеля по винтовой линии вокруг труб при их свинчивании и спуске.

При спуске натяжение кабеля должно осуществляться за счет его собственного веса на участке между роликом(подвеской) и кабеле- наматывателем. Нельзя допускать ослабления натяжения кабеля и волочения кабеля по земле.

Спуск необходимо производить плавно со скоростью не более 0,25 м/с. При прохождении участков колонны с большой кривизной и мест перехода колонны на меньший диаметр труб скорость спуска необходимо снижать до 1 м/с.

Через каждые 300 м спущенных труб необходимо замерить величину сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель». При снижении сопротивления изоляции ниже 5 Мом насосный агрегат необходимо поднять.

Во время работ по спуску насосного агрегата нельзя допускать падения в скважину каких-либо предметов;

36) снять пьедестал;

37) подвесить насосный агрегат на колонной головке;

38) гермитизировать и обвязать устье скважины в соответствии с требованиями, изложенными в паспорте.

2.2 Эксплуатация УЭЦН в сложных условиях и последствия

К сложным геологическим условиям относятся следующие факторы:

- Большой вынос КВЧ из пласта;

Повышенное содержание КВЧ в скважине в десятки раз снижает ресурс рабочих органов УЭЦН. При этом увеличивается вибрация УЭЦН и нередки случаи полетов. При увеличении вибрации большая вероятность пропуска торцовых уплотнений, что приводит к замыканию обмотки и отказу ПЭД.

- Газовый фактор;

Над уровнем пластовой жидкости большая пенная шапка, которая не позволяет определить истинный уровень жидкости и качественно настроить ЗСП. Следствием этого является срыв подачи УЭЦН, который может вызвать перегрев рабочих органов УЭЦН, открытие торцовых уплотнений или течь удлинителя. Если неисправен обратный клапан фонтанной арматуры, повышенное давление в затрубном пространстве искусственно отжимает динамический уровень, что создает дополнительную нагрузку на ПЭД и, в конечном итоге, может привести к преждевременному отказу УЭЦН.

- Малый приток из пласта;

В скважине низкий динамический уровень. Очень важно качественно настроить ЗСП (желательно на закрытую задвижку). Последствия некачественной настройки ЗСП описаны выше.

Малый приток пластовой жидкости не обеспечивает качественного охлаждения ПЭД. Охлаждение ПЭД зависит от скорости движения пластовой жидкости, омывающей поверхность электродвигателя. Чем меньше кольцевое пространство между двигателем и эксплуатационной колонной, тем больше скорость движения пластовой жидкости, омывающей поверхность ПЭД.

- Эксплуатация УЭЦН при высоких температурах в скважине;

При подборе УЭЦН необходимо обратить внимание на глубину спуска УЭЦН. При низких динамических уровнях в скважинах с малым притоком геологи ЦДНГ стараются заглубить УЭЦН. Чем больше глубина спуска, тем больше температура пластовой жидкости. Максимальную глубину спуска УЭЦН ограничивает температурная граница. При 75-80С начинается размягчение полиэтиленовой изоляции кабеля, 80-90С возможна ее течь и снижение изоляции УЭЦН. Кабель и чаще всего удлинитель играет роль предохранителя. При плавлении кабеля есть вероятность сохранить ПЭД. При работе УЭЦН в зонах высоких температур вся надежда на достаточный приток жидкости из пласта для охлаждения двигателя.

- Большая кривизна скважины в зоне подвески УЭЦН;

Неравномерное распределение нагрузки на опоры УЭЦН, в следствии чего является неравномерный радиальный износ, переходящий в односторонний износ, и увеличивается уровень вибрации ЭЦН. Вибрация передается от вала ЭЦН на вал ГЗ. Торцовые уплотнения ГЗ от вибрации начинают пропускать пластовую жидкость, а полость ПЭД, что приводит к снижению изоляции или пробою обмотки ПЭД.

- Большое содержание парафинсодержащих фракций в пластовой жидкости;

В процессе движения пластовой жидкости по НКТ происходит ее охлаждение. В температурной зоне загустевания парафина происходит его отложение на стенках НКТ. Накапливаясь парафин образует пробку. Необходимы периодические обработки скважины для удаления парафиноотложений. Отложения парафина приводят к уменьшению проходного сечения в НКТ, что влечет за собой снижение производительности ПЭД и медленному возрастанию рабочего тока. Когда пробка перекроет проход пластовой жидкости, рабочий ток УЭЦН упадет до величины тока холостого хода. В этот момент должна сработать ЗСП и отключить УЭЦН, в противном случае произойдет перегрев и отказ ПЭД.

3. Расчетная часть

3.1 Гидравлический расчет

Основной принцип подбора погружных центробежных электронасосов к нефтяной скважине состоит в обеспечении нормированного дебита скважины при минимальных затратах, с учетом капитальных и эксплуатационных расходов, а так же надежности оборудования. Исходные данные для расчета принимаем средние по Южно-Сургутскому месторождению.

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета

№ п/п	Параметры	Обозначение	Размерность	Величина
1	Удельный вес сепарирован. нефти	Yнс	т/м3	0,824
2	Обводненность (объемная)	в		0,9
3	Газовый фактор	Гпло	нм3/м3	49
4	Удельный вес воды (пластовой)	Yв	т/м3	1,012
5	Объемный коэффициент нефти	Вм		1,14
6	Давление насыщения	Рнас	кг/см2	68
7	Пластовое давление	Рпл	кг/см2	260
8	Глубина залегания пласта	Lф	м	2500
9	Коэффициент продуктивности	Кпр	м3/сут*ат	0,34
10	Буферное давление	Рб	кг/см2	15
11	Дебит проектный	Qж	м3/сут	70
12	Диаметр лифта	Dл		2
13	Температура пласта	tпл	С	70
14	Удельный вес газа	Yг	т/м3	0,00086

1. Определяем удельный вес пластовой жидкости:

, (3.1)

где: Yн.с. - удельный вес сепарированной нефти

Yг - удельный вес газа

Гпло - пластовый газовый фактор

Yв - удельный вес воды.

В - объемная обводненность.

Вм - объемный коэффициент нефти.

= 0,984 т/м?.

2. Определяем забойное давление исходя из проектного дебита:

, (3.2)

где: Рпл - пластовое давление.

Qж - проектный дебит.

Кпр - коэффициент продуктивности.

= 54,12 кг/см2

Преобразуя формулу уравнения притока получим потенциальный дебит:

Qпот = Кпр • (Рпл - Рзаб.min), (3.3)

где: Рзаб.min - минимальное забойное давление

Рзаб.min = 0,75% Рнас

Qпот = 0,34 • (260 - 51) = 71,06м3/сут.

В дальнейшем, выбирая насос, мы можем варьировать величину проектного дебита в пределах 70 - 72 м3/сут. не забывая при этом, что забойное давление будет изменяться от 54,12 до 51 кг/см2.

3. Определяем работу газа в лифте по подъему жидкости

, (3.4)

где: d - диаметр насосно-компрессорных труб, дюймы

Гпло - пластовый газовый фактор

В - объемная обводненность

Рб - буферное давление.

Значение находим из графика после вычисления

= 23,52м.

4. Определяем давление развиваемое насосом при Yвых .= Yвх .= Yпл по формуле:

, (3.5)

где: Lф - глубина пласта

Yпл - удельный вес пластовой жидкости

Рзаб - забойное давление

При вычислении в расчет берем среднее забойное давление:

= 52,56 атм.

Тогда

Qж. ср = К • (Рпл - Рзаб.ср) = 0,34 • (260-52,56).

Qж.ср = 70,53 м3/сут.

кг/см2.

Прежде, чем продолжить расчеты выберем насос, удовлетворяющий граничным условиям полученным при предыдущих расчетах:

Qпот = 71,06 м3/сут, при Рзаб.min = 51кг/см2.

Рн = 203,6 кг/см2.

Qпроект = 70 м3/сут., при Рзаб = 54,12 кг/см2

Таким условиям наиболее полно удовлетворяет ЭЦНМ5-50-1550.

5. Определим коэффициент давления Кр. по формуле:

, (3.6)

где: Рн - давление развиваемое насосом

Кn - поправочный коэффициент, учитывающий изменение коэффициента давления в зависимости от числа ступеней

Yпл - удельный вес пластовой жидкости

Рво - оптимальное давление при работе подбираемого насоса на воде

6. Определяем относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях мерника:

, (3.7)

где: qж - относительная подача

Qж - дебит проектный

7. Определяем газосодержание на входе в насос:

Ввх = 0,08.

8. Определяем коэффициент М, учитывающий изменение газосодержания, в зависимости от обводненности:

, (3.8)

где: Ввх - газосодержание на приеме насоса.

Вм - объемный коэффициент.

в - объемная обводненность.

Гпло - пластовый газовый фактор.

9. Определяем давление на входе в насос:

Рвх = Е • Рнас, (3.9)

где: Рнас - давление насыщения

Рвх - 0,38 • 68 = 25,84 кг/см2.

10. Определяем глубину подвески насоса исходя из отсутствия «водяной подушки» на забое:

, (3.10)

где: Lф - глубина залегания пласта

Рвх - давление на входе в насос

Рзаб - забойное давление

Yпл - удельный вес пластовой жидкости



11. Определим глубину динамического уровня при установившемся режиме откачки, когда будет откачена вся задавочная жидкость, а выше приема насоса установится столб газированной нефти:

, (3.11)

где: Lп - глубина подвески насоса.

Рвх - давление на входе в насос.

Yнг - удельный вес газированной нефти.

(Расчеты произведены для вертикальных скважин).

3.1.1 Гидромеханический расчет ступени насоса

3.1.1.1 Расчет рабочего колеса

При расчете ступени погружного центробежного насоса известны подача, напор, скорость вращения вала и внутренний диаметр насоса.

1. Определяем внутренний диаметр корпуса насоса по формуле:

Dвн = Dн - 2в, (3.12)

где: Dн = 92 мм - наружный диаметр насоса,

в = 6 мм - толщина стенки насоса,

Dвн = 92 - 2 • 6 = 80 мм

2. Определяем наружный диаметр корпуса ступени по формуле:

Dн.ст = Dвн - 2S, (3.13)

где: Dвн = 80 мм- внутренний диаметр насоса

S = 5 • 10 мм - технологический зазор

Dн.ст = 80 - 2 • 5 • 10 = 79,9 мм

3. Определяем внутренний диаметр корпуса ступени насоса по формуле:

Dвн.ст = Dн.ст - 2?, (3.14)

где: Dн.ст - наружный диаметр корпуса ступени, мм.

? - толщина стенки корпуса ступени, мм.

Dвн.ст = 79,9 - 2 • 3 = 73,9 мм

Установив внутренний диаметр ступени, переходим к расчету проточной части рабочего колеса и других размеров, пользуясь (рисунок 3.1).

4. Определяем наибольший внешний диаметр рабочего колеса:

D2max = Dвн.ст - 2?, (3.15)

где: Dвн.ст - внутренний диаметр корпуса ступени, мм.

? - радиальный зазор между внутренней стенкой корпуса ступени и наибольшим диаметром рабочего колеса, мм.

D2max = 73,9 - 2 •2 = 69,9 мм

5. Определяем приведенную подачу рассчитываемой ступени по формуле:

где: п - число оборотов вращения вала насоса, мин.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

Q - подача насоса, м3/сут.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 Фрагмент ступени

6. Определяем диаметр втулки при входе в рабочее колесо по формуле:

dвт = Кdвт • D2max, (3.17)

где: D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

Кdвт - коэффициент, учитывающий диаметр втулки при входе.

dвт = 0,3 • 69.9 = 21 мм

После определения диаметра втулки проверяем возможность размещения вала насоса по формуле:

dвт = dв + 2бвт, (3.18)

где: dв - диаметр вала насоса, мм.

бвт - толщина стенки втулки, мм.

dвт = 17 + 2•2 = 21 мм

7. Определяем наибольший диаметр входных кромок лопастей по формуле:

, (3.19)

где: D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

КD1max - коэффициент, учитывающий диаметр входных кромок лопастей.

8. Определяем диаметр входа в рабочее колесо по формуле:

Dо = КDо • D1max, (3.20)

где: КDо - коэффициент, учитывающий диаметр входа в рабочее колесо.

D1max - диаметр входных кромок лопастей, мм.

Dо = 0,98 • 33,3 = 32,63 мм

9. Определяем наименьший диаметр выходных кромок лопастей рабочего колеса:

, (3.21)

где: Dвн.ст - внутренний диаметр корпуса ступени, мм.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

Fприв - приведенная площадь безопасного кольца между стенкой корпуса ступени и ободом верхнего диска рабочего колеса, мм2.

10. Определяем наименьший диаметр входных кромок лопастей по формуле:

, (3.22)

где: D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

КD1min - коэффициент.

11. Определяем высоту канала на выходе из рабочего колеса по формуле:

B2 = Кb2 • D2maх, (3.23)

где: Кb2 - коэффициент высоты канала на выходе из рабочего колеса.

D2maх - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

В2 = 0,045 • 69,9 = 3,145 мм

12. Определяем высоту канала на входе в рабочее колесо по формуле:

В1 = Кb1 • D2maх, (3.24)

где: Кb1 - коэффициент канала на выходе в рабочее колесо.

D2maх - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

B1 = 0,085 • 69,9 = 5,941 мм

По полученным размерам строим меридианный профиль рабочего колеса (рисунок 3.2) Построение ведем следующим образом. Параллельно оси колеса на расстояниях, равных половине внутреннего и наружного диаметров втулки колеса и половине диаметра входа в колесо, проводим прямые линии, обозначая их соответственно dв, dвт и dо. Выбрав на оси колеса точку 1, откладываем от нее вдоль оси отрезки 1-2 и 1-3, равные высоте канала колеса, соответственно, на выходе в2 и на входе в1. Из точек 1,2 и 3 проводим перпендикуляры к оси колеса.

На перпендикуляре 1 на расстоянии D2min/2 от оси откладываем точку а, на перпендикуляре 2 на расстоянии D2max/2 от оси точку в. Соединяя точки а и точки в прямой, получаем выходную кромку рабочего колеса.

Затем точку с пересечения перпендикуляра 3 и прямой с точкой в и сопрягаем прямые вс и Do радиусом r = 2мм. Так находим внутреннюю поверхность ведомого диска рабочего колеса.

Затем с радиусом r2 сопрягаем перпендикуляр 1 с прямой dвт, определяя тем самым внутреннюю поверхность ведущего диска рабочего колеса.

Радиус r2 выбираем таким образом, чтобы описанная им дуга обеспечивала постепенный переход ширины меридианного сечения колеса от размера (Dо - dвт)/2 на перпендикуляре 3 до размера В1 на продолжении прямой Dо.

На линии аdвт откладываем точку е на расстоянии D1min/2 от оси колеса, на линии BDo - точку d на расстоянии D1max от оси колеса. Соединяя эти точки ed, получаем проекцию входной кромки лопасти на меридианное сечение колеса.



Рисунок 3.2 Профиль рабочего колеса

Заканчиваем построение меридианного профиля проточной части рабочего колеса, определяем профиль внутренней поверхности входного участка ведомого диска. С целью выравнивания потока непосредственно в меж лопастные каналы, входной части этого участка придаем коническую форму с углом наклона 10 градусов.

Длину входного участка ведомого диска, а так же толщину дисков рабочего колеса выбираем конструктивно.

13. Определяем окружную скорость по формуле:

? = ?D2max •, (3.25)

где:D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, м.

n - число оборотов вала насоса, 1/мин.

? = 3,14 • 2910 • 0,0699/60 = 10,645 м/с

14. Определяем напор ступени по формуле:

, (3.26)

где: ? - окружная скорость, м/с.

К? - коэффициент.

После того как вычерчен меридиальный профиль проточной части вычерчиваем профиль его лопасти, предварительно определив конструктивные углы В2 и В1. Для этого определяем коэффициент быстроходности:

(3.27)

где: n - число оборотов вала насоса, 1/мин.

Q - подача насоса; м?/с.

Н - напор ступени насоса, м.

Конструктивные углы лопастей ?2 и ?1ср определяем по коэффициенту быстроходности, ?2 = 38 градусов и ?1ср = 37 градусов.

Проектирование лопасти производится конформным способом, который позволяет обеспечить изменение угла наклона лопасти на всем пути жидкости между входом в меж лопастные каналы и выходом из них и выполнить тем самым одно из необходимых условий получения ступенью высокого КПД - уменьшение гидравлических потерь при движении жидкости через колесо.

Для построения профиля лопасти на плане колеса сначала строим среднюю линию профиля (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 Построение профиля лопасти

На меридианном сечении канала берем линию ав и разделяем на несколько небольших равной длины отрезков 0 - 1; 1 - 2; 2 - 3 и т.д.

Ряд параллельных линий 0; 1; 2; 3 и так далее отстоящих на одном и том же расстоянии друг от друга, будем считать спрямленными следами сечений рабочего колеса аксиальными цилиндрическими поверхностями радиуса r0; r1; r2; r3 и так далее, ось которых совпадает с осью колеса, это изображено на рисунке 3.4

Между линиями О и В, которые соответствуют цилиндрам, проходящим через входную и выходную кромки лопасти, строим развертку средней линии профиля.

Для этого на сетке откладывают под углами ?1 и ?2 конечные элементы средней линии профиля. Соединив эти элементы плавной линией, средняя линия получается развернутой на плоскости. Расположение конечных элементов средней линии на сетке стремимся выбирать такими, чтобы пересечения продолжающих их прямых находились примерно посередине граничных линий 0 и 8 сетки.

Из точек а0; а1; а2; а3 и так далее пересечения средней линии с горизонтальными опускают перпендикуляры до пересечения с ближайшими нижними горизонтальными линиями в точках в1; в2; в3 и так далее, получая горизонтальные отрезки а1в1; а2в2; а3в3; а4в4 и так далее.

Развернутую на плоскости среднюю линию профиля лопасти переносят, как бы свертывая, на план рабочего колеса, это изображено на рисунке 3.4

Рисунок 3.4 - План рабочего колеса и профиль лопасти

Для этого на плане чертежа рабочего колеса радиусами r0 r1 r2 r3 и так далее проводим концентрические окружности 0; 1; 2; 3 и так далее - следы сечения колеса соответствующими цилиндрическими поверхностями. Выбираем на окружности r0 точку а0 и опускаем из нее перпендикуляр до

Пересечения с окружностью r1 в точке в1. От точки в, откладываем по окружности r1 в сторону вращения колеса отрезок а1в1, равный соответствующему отрезку на (рис. 3.6). Из точки а1 опускают перпендикуляр до пересечения с окружностью r2 в точке в2. От точки в2 откладываем по окружности r2 в сторону вращения колеса отрезок а2в2, равный соответствующему отрезку. И так продолжаем до всей средней линии с развертки на план.

Соединяя точки а0; а1; а2 и так далее на плане плавной линией, получаем среднюю линию профиля лопасти в плане по линии вдоль поверхности верхнего диска рабочего колеса.

После построения средней линии профиля лопасти вычерчиваем контур ее профиля, придерживаясь следующих правил:

- профиль обтекаемый;

- наибольшая толщина располагается на расстоянии 30 процентов длины хорды профиля от его входной кромки;

- выходной конец выполняется более тонким;

- входная кромка профиля лопасти выполняется не острой.

3.1.1.2 Расчет направляющего аппарата

Осевой направляющий аппарат ступени погружного центробежного насоса рассчитываем следующим образом.

1. Определим приведенную высоту направляющего аппарата.

, (3.27)

где: - высота ступени действительная, мм.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

2. Определяем высоту меж лопастных каналов направляющего аппарата:

, (3.28)

где: b3прив -приведенная высота меж полюсных каналов, мм.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

3. Определяем диаметр диафрагмы направляющего аппарата:

, (3.29)

где: Dвн.ст - внутренний диаметр ступени насоса, мм.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, мм.

Fприв - приведенная площадь кольца внутренней стенки корпуса, мм?.

, (3.30)

где: Dвн.ст - внутренний диаметр ступени насоса, м.

D2max - наибольший внешний диаметр рабочего колеса, м.

Полученные значения, а так же значения диаметра втулки рабочего колеса и внешнего диаметра цилиндрического бурта при входе в колесо позволяют построить меридианное сечение направляющего аппарата ступени.

Лопатки направляющего аппарата выполняем цилиндрическими, среднюю линию ее профиля конструируем так же, как и среднюю линию профиля лопасти рабочего колеса, то есть комфортным способом. При этом угол ?4 между касательной к выходному элементу средней линии профиля и касательной к окружности в точке касания ее выходной кромки профиля принимаем равным 90 градусов.

4. Определяем угол кольца средней линии лопаток:

tg ?3 = К • Кст • Кv20к, (3.31)

где: К = 1.3 - 1.6

Кст - коэффициент меридианной скорости на выходе из насоса

Кv20к - коэффициент окружной скорости

?3 = 18°45?

Профиль лопаток направляющего аппарата принимаем одинаковой толщины. Толщину профиля лопатки принимаем 3 мм.

3.1.2 Определение напора насоса

1. Напор насоса определяется по формуле:

Нн =Нд + Низ + Нтр , (3.32)

где: Нд - динамический уровень, м

Нг - разность геодезических отметок устья и сбора нефти, м

Низ - избыточный уровень, м

Нтр - потери напора в трубах, м

2. Если пренебречь местными потерями в муфтовых соединениях, то для одноколонных скважин потери определяются по формуле:

, (3.33)

где: ? - коэффициент сопротивления по длине НКТ

l - длина НКТ, м

d - внутренний диаметр НКТ, м

? - скорость движения жидкости, м/с

g - ускорение свободного падения, м/с?

3. Скорость движения жидкости определяем по формуле:

, (3.34)

где: Q - подача насоса, м?/с.

d - внутренний диаметр НКТ, м.

4. Определяем число Рейнольдса по формуле:

, (3.35)

где: V - скорость движения жидкости в НКТ, м/с.

d - внутренний диаметр НКТ, м.

- кинематическая вязкость, м/с.

5. Так как число Рейнольдса меньше 2320 и больше 1 • 10, то коэффициент местных потерь рассчитываем по формуле:

, (3.36)

где: Rе - число Рейнольдса

Подставляем значения в формулу (2.33), находим:

Подставляем значения в формулу (2.32), получим:

Нн = 1898,5 + 40 + 60 + 5,5 = 1904 м

3.1.3 Определение КПД насоса

В собранном погружном насосе помимо потерь энергии в ступенях имеются потери в сальниках, подшипниках и так далее, вследствие чего КПД насоса всегда ниже КПД ступени.

1. КПД насоса определяем исходя из уравнения:

, (3.37)

где: ?ст - КПД ступени.

z - число ступеней в насосе

Nпол - полезная мощность насоса, кВт

2. Полезная мощность насоса определяем по формуле:

, (3.38)

где: Q - подача насоса, м?/сут

Н - напор насоса, м

Y - вес перекачиваемой жидкости, кг

n - 44 %

3. Число ступеней в насосе определяем по формуле:

где: Нн - напор насоса, м

Нст - напор одной ступени, м

4. Узнаем КПД насоса по формуле (3.37):

3.2 Прочностной расчет

3.2.1 Расчет корпуса насоса

Корпусы погружных центробежных насосов изготавливают из трубных заготовок точением или из холодных калиброванных труб повышенной точности длиной 2100 , 3600 и 5000 мм.

Прочностной расчет корпуса насоса рассчитываем следующим образом:

Выбираем наружный и внутренний диаметр насоса

Dн = 0,092 м; Dвн = 0,008м.

1. Определяем затяжку ступеней:

, (3.39)

где: К - коэффициент запаса прочности стыка.

? - плотность воды, кг/м?.

Н - технический напор, м.

Rвн - внутренний радиус расточки корпуса насоса, м.

Ек - модуль упругости материала корпуса.

Fк - площадь поперечного сечения корпуса, м?

Еn = 2,1 • 10 МПа.

Fк = 1.62 • 10 м.

Ена = 6,08 • 10 м?

2. Находим общее усилие, действующее вдоль оси корпуса насоса по выражению:

Q = Т + Рv + G., (3.40)

где: Т - сила предварительной затяжки ступеней в насосе, кН

Pv - усилие передающееся корпусу от гидронагрузки, кН

G - сила тяжести погружного агрегата, электродвигателя с гидрозащитой, кН

, (3.41)

где: Н = 1550 м

Нmax = 3500

3. Осевое напряжение в опасных сечениях корпуса:

[?т] =, (3.42)

где: Q - общее усилие действующее на корпус = 243,1 кН

Fк - площадь ослабленного сечения по наружному диаметру = 1,62 10-3 м2

[?т] = 196 МПа

4. Тангенциальное напряжение в опасных сечениях определяем по формуле:

, (3.43)

где: ? - плотность воды, ? = 1000 кг/м?.

Нmax = 3500м.

Rвн - внутренний радиус расточки корпуса, Rвн = 0.04 м.

S - толщина корпуса в опасных сечениях, S = 0.009 м.

µ - Коэффициент Пуассона, µ = 0,28.

Т - предварительная затяжка, Т = 43,1 кН.

5. Вычислим энергетический эквивалент напряжения:

, (3.44)

где: ?т - осевое напряжение, ?т = 196 МПа.

? - тангенциальное напряжение, ? = 142,9 МПа.

6. Определяем коэффициент запаса прочности:

, (3.45)

где: ?т - предел текучести для стали 35.

?т = 380 МПа.

?экв - эквивалентное напряжение.

?экв = 175,6 МПа.

?экв <

175,6 < 175,9

3.2.2 Расчет вала

При нормальном режиме работы вал подвергается воздействию крутящего момента, осевой нагрузке, воздействующей на верхний торец вала и радиальным нагрузкам.

1. Размер вала по внутреннему диаметру шлицов определяется по формуле:

, (3.46)

где: Мкр.maх - максимально крутящий момент.

кр - допустимое касательное напряжение.

кр = , (3.47)

где: ?т - предел текучести, 750 МПа.

m - коэффициент запаса прочности, 1,5.

кр = = 250 МПа

Мкр.maх = , (3.48)

где: Nmaх - приводная мощность двигателя, кВт, 32 кВт

? - угловая скорость, рад/с.

? =, (3.49)

где: n - частота оборотов электродвигателя, 2910 об/мин.

? = = 304 1/с

Мкр.max = = 105 МН

2. Радиальные нагрузки:

Р1 =, (3.50)

где: Е - модуль упругости материала, 20 * 10 МПа

I - осевой момент инерции

К - коэффициент, учитывающий компенсирующее влияние зазоров.

К = 0,45 - 0,085.

^I = 25 • 10-6 м.

С - расстояние между центром подшипника и серединой муфты и вала

, (3.51)

где: D - наружный диаметр шлицов, м., = 0,017 м

Dвн - внутренний диаметр шлицов, м., = 0,0137 м

Z - число шлицов, = 6

а - ширина шлицов, м., = 0,0035 м

Рокр = ., (3.52)

где: Dср - средний диаметр шлицов, = 0,0155 м

Мкр.max - максимально крутящий момент, = 105 Мн

Рокр = = 13,5 кН

Р2 = 0,2 • Рокр, (3.53)

Р2 = 0,2 • 13,5 = 2,7 кН

3. Наибольшие нагрузки под стопорное кольцо:

Мизг.max = (Р1 + Р2) • С, (3.54)

где: С - расстояние от точки приложения силы Р до проточки под стопорное кольцо, = 250 мм = 0,25 м

Мизг.max = (34 + 27,1) • 0,25 = 15,25 кН•м

Мизг.min = (Р1 - Р2) • С, (3.55)

Мизг.min = (34 - 27,1) • 0,25 = 1,7 кН•м

4. Напряжение изгиба в опасном сечении определяется по формуле:

? изг.max = , (3.56)

где: Wх - момент сопротивления в месте проточки под стопорное кольцо

Wх = , (3.57)

где: Dпр - диаметр вала в месте проточки, м, = 0,015 м.

D = 0,017 м.

Wх = м?

?изг max = = 43,57 МН

?изг.min =, (3.58)

?изг.min = = 6,6 МН

5. Напряжение кручения определяется по формуле:

кр =, (3.59)

где: Wр - полярный момент сопротивления.

Wр = 2 • Wх , (3.60)

Wр = 2 • 3,5 • 10-7 = 7 • 10-7 м?

кр = = 150 МПа

6. Эквивалентное напряжение определяем по формуле:

?экв = , (3.61)

?экв = = 263 МПа

7. Запас прочности определяем по пределу текучести:

? = > 1,3, (3.62)

? = = 2,8.

Из результатов расчетов видно, что вал из стали 40ХН диаметром 17мм со шлицом и с проточкой под стопорное кольцо выдерживает заданные нагрузки с коэффициентом запаса прочности ? = 2,8, который удовлетворяет условию: 2,8 > 1,4.

4. Безопасность и экологичность проектных решений

4.1 Характеристика условий труда

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа, связанная на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте.

Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до - 50°С) и высокой влажности (летом - до 100%) играют метеорологические факторы. При низкой (сверх допустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий.

При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление).

При высокой температуре снижается внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50°С) возможно перегревание организма, солнечные и тепловые удары.

Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметром устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.

В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться воздействию вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя, регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, и вызывает острые хронические заболевания, ПДК Н2S 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76). Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин - высокое давление на устье, которое доходит до 30МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье может привести к опасной аварии. Высокое давление и загазованность указывает на повышенную пожара - и взрывоопасность объекта.

Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважинное оборудование ЭЦН обычно не находится в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности земли, что увеличивает вероятность несчастного случая от поражения электрическим током.

Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к проведению с ней различных операций по обслуживанию и ремонту.

Степень риска производства, определяемого за год, можно рассчитать по формуле:

где: Сn - число смертельных случаев за год;

Np - число работающих.

4.1.1 Мероприятия по обеспечению безопасности условий труда операторов

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них.

Все работы, связанные с эксплуатацией УЭЦН (обслуживание, перевозка, монтаж, демонтаж) должны выполняться в соответствии с правилами безопасности и инструкциям по охране труда для рабочих цехов добычи нефти и ППД, а также следующими документами:

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные Госгортехнадзором.

2. Правила технической эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.

3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденные Госэнергонадзором.

4. Правила устройства электроустановок, утвержденные Госэнерго-надзором.

5. Руководство по эксплуатации УЭЦН, утвержденные ОКБ БН.

На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответствующим образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности.

Перевозка рабочих на место и обратно должна осуществляться на автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях, в труднодоступных местностях - на вездеходах.

Продолжительность работы времени установлена трудовым законодательством и не должна превышать 41 часа в неделю.

Рабочие должны обеспечиваться необходимой спец. одеждой, соответствующей времени года.

На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимися в наличие аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха.

При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежание травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожекторы. Норма освещенности - не ниже 10 лк (СНИП П-4-79).

При несчастном случае необходимо оказать пострадавшему доврачебную помощь, вызвать, если необходимо скорую медицинскую помощь, сообщить о происшедшем руководителю работ или начальнику цеха и по возможности сохранить обстановку на рабочем месте такой, какой она была в момент несчастного случая.

В случае возникновения аварийной ситуации смена, в которой возникла авария, не сдает смену до ликвидации аварии. Принимающая смена включается в работу по ликвидации аварии.

4.1.2 Расчет заземления электрооборудования

Для предохранения рабочих от поражения электрическим током электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземлено. В соответствии с ГОСТ 12.1.006-84 выполнен расчет заземляющего устройства станции управления ЭЦН.

Заземление КТПН осуществляется электродами из круглой стали d =12 мм, = 5м., забиваемых в землю на глубину t = 0,57 м и соединенных стальной полосой 40х4 мм. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом в любое время года. Все соединения выполняются сваркой, согласно ПЭУ. После устройства контура заземления необходимо замерять сопротивление и, если оно окажется больше допустимого, забить дополнительные электроды.

Расчет производится в соответствии c «Типовыми расчетами по электрооборудованию».

Сопротивление растеканию тока одиночных стержневых заземлителей определяется по формуле:

(4.1)

где: р - удельное сопротивление грунта, 1•10-4 Ом •см;

Кс - коэффициент сезонности, для 1 климатической зоны, (Кс =1,65);

L - длина стержня, 500см;

d - диаметр стержня, 1,2см;

t - глубина залегания, 570см;

Rо.с = 37,5 Ом.

Необходимое количество стержней:

где: h - коэффициент использования стержневых заземлителей, 0,61;

R3 - сопротивление, оказываемое заземляющим устройством растеканию тока, 4 Ом;

Сопротивление всех стержней:

(4.2)

Сопротивление растекания горизонтального (протяжного) заземлителя определяется по формуле:

(4.3)

где: Ln -общая длина горизонтального заземлителя (полосы 40х4мм),100000см;

Ррасч. = р • Кс = 10-4 • 5 Ом•см, Кс = 5 - для 1 климатической зоны;

- губина залегания протяжного заземлителя, 70 см;

Rn = 14,3 Ом.

Действительное сопротивление растеканию протяжного заземлителя с учетом коэффициента использования hn = 0.32

(4.4)

Общее сопротивление заземляющего устройства

 (4.5)

Из расчета следует, что полученное значение сопротивления не превышает допустимого, а следовательно будет обеспечено полноценное заземление объекта, соответствующее ГОСТ 12.1.006-84.

4.2 Оценка экологичности проекта

4.2.1 Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу

Оценка экологичности проекта выражается в количественных характеристиках выбросов вредных веществ в атмосферу приведенных в (табл. 4.1).

Таблица 4.1 Характеристика выбросов вредных веществ в атмосферу

Вредные вещества	Кол-во вредных веществ, отходящих от всех источников	В том числе: выделяются без очистки	Всего выброшено в атмосферу	Лимит выброса
Наименование
Окислы азота	9,355	9,355	9,355	9,355
Сернистый ангидрид	73,985	73,985	73,985	73,985
Окись углерода	53,62	53,62	53,62	53,62
Пятиокись ванадия	0,296	0,296	0,296	0,296
Окись железа	0,616	0,616	0,616	0,616
Стирол	0,222	0,222	0,222	0,222

4.2.2 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций и их предотвращение

Одной из наиболее частых аварий является взрыв. При выборе электрооборудования для объектов добычи нефти и газа необходимо учитывать специфические условия работы электрических установок, связанных с наличием взрывоопасных газов и паров. К взрывоопасным относятся смеси с воздухом горючих газов и паров горючих жидкостей с температурой вспышки 450 С и ниже, а также горючей пыли или волокон с нижним пределом взрываемости не выше 65 гр/см3.

В зависимости от температуры самовоспламенения устанавливаются пять групп взрывоопасных смесей:

Таблица 4.2 Группы взрывоопасных смесей

Группа взрывоопасной смеси	Температура самовоспламенения 0С
Т1	Свыше 450
Т2	300 - 450
Т3	200 - 300
Т4	130 - 200
Т5	100 - 130

Распределение некоторых смесей по категории и группам приведено в (табл. 4.3).

При взрыве газовоздушной смеси весом в 10 т находиться на расстоянии менее 65 м от эпицентра взрыва опасно для жизни.

Для насосов и другого оборудования:

Слабые разрушения при /\ Рф = 0,25-0,4 атм.

Средние разрушения при /\ Рф = 0,4-0,6 атм.

Сильные разрушения при /\ Рф = 0,6-0,7 атм.

Таблица 4.3 Распределение взрывоопасных смесей по категориям

Категория взр. опасных смесей	Группа взрывоопасных смесей
	Т1	Т2	Т3	Т4	Т5
1	Аммиак, метан, дихлорэтан, изобутелен, метилстерол, метил хлористый метилацитат.	Амилатат,бутилацетат, винилацетат, изопропен, метилметак-рилат, спирты: бутиловый, изоамиловый.	Скипидар, уайтспирит, циклогексан, спирт амиловый, полиэфир ТГМ-3 и др.	-	-

4.3 Основные мероприятия по предотвращению опасностей, связанных с особенностями оборудования

Технологические процессы, идущие под высоким давлением, а так же оборудование, находящееся под большими нагрузками, в определенных условиях представляют опасность для работающих.

Основные мероприятия по предотвращению опасностей, обусловленные повышением давления и нагрузки, сводятся к следующему:

- осмотр и испытание установки, оборудования и механизмов;

- применение средств блокировки, исключающих аварии при неправильных действиях работающих;

- автоматизация производственных процессов, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционные управления;

- учитывать розу ветров;

- не допускать возможность попадания опасных по взрыву и пожару смесей в огне действующие установки;

- на каждом предприятии числом работающих более 300 человек организовывать фельдшерский здравпункт, а более 800 человек - врачебный здравпункт.

5 Экономическая часть

На месторождениях, разрабатываемых и эксплуатируемых НГДУ «Юганскнефть» в 2002 году произошло 52 отказа по вине обратного клапана скважинного оборудования, а в 2003 году после внедрения обратного клапанного оборудования (смонтировано 1000 УЭЦН с обратным клапаном) отказов произошло 30. Это дает основание использовать на УЭЦН дополнительного оборудования - обратных клапанов индивидуального вида.

Экономическая эффективность от применения обратного клапана ожидается за счет:

- увеличения наработки на отказ.

- увеличения УЭЦН с обратными клапанами

- уменьшения числа текущих ремонтов скважин.

- уменьшения времени для глушения скважин.

Исходные данные:

Межремонтный период базовый, МРПбаз = 320 суток.

Межремонтный период усовершенствованного оборудования,

МРПусов = 360 суток.

Стоимость текущего ремонта УЭЦН, Ицбпо =27320 руб.

Стоимость текущего ремонта скважины с учетом затянувшихся работ,

Итрс = 415520 руб.

Стоимость обратного клапана, Соб = 2700 руб.

Количество смонтированных клапанов в 2003 году, М = 1000.

Количество «отказов» в 2002 году, п1 = 52.

Количество «отказов» в 2003 году, п2 = 30.

Ставка налога на имущество, Nим = 2 %.

Ставка налога на прибыль в 2002 году, Nпр1 = 35 %.

Ставка налога на прибыль в 2003 - 2006 годах, Nпр2 = 24 %.

Любое мероприятие НТП, имеющее своей целью экономию затрат на производство, обеспечивает прирост наличности предприятия, рассчитываемый по формуле:

?ПДНt = Эt - Кt - ?Нt. (5.1)

где: Эt - экономия затрат, тыс. руб.

Кt - капитальные затраты в t-ом году, связанные с проведением мероприятия, тыс. руб.

?Нt - прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс. руб.

1. Рассчитаем экономию затрат на проведение мероприятия

Эt = Эрем + Эусов; (5.2)

где: Эрем - годовой экономический эффект от ремонтов скважин, тыс. руб.

Эусов - экономический эффект от внедрения обратного клапана, тыс.руб.

Эрем = Имерt • (V - Vо) (5.3)

где: Имерt -стоимость текущего ремонта скважины, тыс. р.

V - вероятность случая спуска-подъема на скважине с обычной установкой.

Vо -вероятность спуска-подъема усовершенствованной установки.

Имерt = Итрс + Ицбпо. (5.4)

Имерt = 415,52 + 27,32 = 442,84 тыс. р.

(5.5)

V =365 / 320 = 1,14.

(5.6)

Vо = 365 / 360 = 1,01.

Эрем = 442840 • (1,14 - 1,01) = 57,57 тыс. р.

Эусов = З1 - З2. (5.7)

где: З1 - затраты по ликвидации «отказов» в 2003 году, тыс. р.

З2 - затраты по ликвидации «отказов» в 2004 году, тыс. р.

З1 = Имерt • п1. (5.8)

З1 = 442,84 • 52 = 23027,68 тыс. р.

З2 = Имерt • п2 + Ся • М. (5.9)

З2 = 442,84 • 30 + 2,7 • 1000 = 15985,2 тыс. р.

Эусов = 23027,68 - 15985,2 = 7042,48 тыс. р.

Эt = 57,57 + 7042,48 = 7100,05 тыс. р.

2 Текущие затраты на оборудование

Кt = Соб • М (5.10)

Кt = 2,7 • 1000 = 2700 тыс. р.

5.1 Расчет налогов

5.1.1 Расчет налогов на имущество

(5.11)

где: Состt - остаточная стоимость имущества в t-ом году, тыс. руб.

Nим - ставка налога на имущество, %.

(5.12)

где: к - количество лет проведения мероприятия по t-ый год включительно.

Кк -капитальные вложения в к-ом году, тыс. руб.;

Амк - дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в к-ом году, тыс. руб.

(5.13)

где: Nа - норма амортизации основных фондов, %.

(5.14)

2003 год: Ним = (2700 - 675) •0,02 = 40,5 тыс. р.

2004 год: Ним = (2025 - 675) • 0,02 = 27 тыс. р.

2005 год: Ним = (1350 - 675) •0,02 = 13,5 тыс. р.

2006 год: Ним = (675 - 675) • 0,02 = 0 руб.

5.1.2 Расчет налога на прибыль

- Налогооблагаемая прибыль:

ПНО = Эt - Ним . (5.15)

2003 год: ПНО = 7100 - 40,5 = 7059,5 тыс. р.

2004 год: ПНО = 7100 - 27 = 7073 тыс. р.

2005 год: ПНО = 7100 - 13,5 = 7086,5 тыс. р.

2006 год: ПНО = 7100 - 0 = 7100 тыс. р.

- Налог на прибыль:

Нпр = 0,24ПНО. (5.16)

2003 год: Нпр = 0,24 • 7059,5 = 2470,8 тыс. р.

2004 год: Нпр = 0,24 • 7073 = 1697,5 тыс. р.

2005 год: Нпр = 0,24 • 7086,5 = 1700,7 тыс. р.

2006 год: Нпр = 0,24 • 7100 = 1704 тыс. р.

5.1.3 Расчет общего налога

НАЛ = Нпр + Ним . (5.17)

2003 год: НАЛ = 2470,8 + 40,5 = 2511,3 тыс. р.

2004 год: НАЛ = 1697,5 + 27 = 1724,5 тыс. р.

2005 год: НАЛ = 1700,7 + 13,5 = 1714,2 тыс. р.

2006 год: НАЛ = 1704 + 0 = 1704 тыс. р.

Рассчитаем поток денежной наличности (ПДН):

2003год: ПДН = 7100- 2700 - 2511,3 = 1888,7 тыс. р.

2004год: ПДН = 7100 - 1724,5 = 5375,5 тыс. р.

2005год: ПДН = 7100 - 1714,2 = 5385,8 тыс. р.

2006год: ПДН = 7100 - 1704 = 5396 тыс. р.

Рассчитаем дисконтированный поток денежной наличности (ДПДН)

ДПДНt = ПДНt • ?t (5.18)

где: ?t - коэффициент дисконтирования

?t = (1 + Енп)tn - t (5.19)

где: Енп- норма дисконтирования, = 0,1

tn - год начала инвестирования

t - расчетный год

на конец 2003года: ?t = (1 + 0,1)1-1 = 1

на конец 2004 года: ?t = (1 + 0,1)1-2 = 0,909

на конец 2005 года: ?t = (1 + 0,1)1-3 = 0,826

на конец 2006 года: ?t = (1 + 0,1)1-4 = 0,751

2003год: ДПДН = 1888,7 • 1 = 1888,7 тыс. р.

2004год: ДПДН = 5375,5 • 0,909 = 4886,3 тыс. р.

2005год: ДПДН = 5385,8 • 0,826 = 4448,6 тыс. р.

2006год: ДПДН = 5396 • 0,751 = 4052,4 тыс. р.

Рассчитаем чистую текущую стоимость (ЧТС)

(5.20)

где: k - годы проведения мероприятия до t-го года включительно

t - текущий год проведения мероприятия

Т - период проведения мероприятия

2003год: ЧТС = 2700 + 1888,7 = 4588,7 тыс. р.

2004год: ЧТС = 4588,7 + 4886,3 = 9475 тыс. р.

2005год ЧТС = 9475 + 4448,6 = 13923,6 тыс. р.

2006год: ЧТС = 13923,6 + 4052,4 = 17976 тыс. р.

Срок возврата затрат с учетом затрат на ремонт скважины

(5.21)

где: Пч - прибыль чистая, получаемая за счет реализации мероприятия за год

А - сумма амортизации за год

Прибыль заложенная в проект - 7100 тыс. руб.

года

или Т = 365 • 0,347 = 126 дней

Сведем экономические показатели эффективности в таблицы 5.1 и 5.2:

Таблица 5.1 - Экономические показатели эффективности

N	Показатель	Сим-вол	Ед.изм.	Годы проведения мероприятия
				2003	2004	2005	2006
1	Капитальные затраты	Кt	тыс.р.	2700	0	0	0
2	Экономия затрат	Эt	тыс.р.	7100	7100	7100	7100
3	Амортизация	Амк	тыс.р.	675	675	675	675
4	Налог общий	НАЛ	тыс.р.	2511,3	2502,5	2493,8	2485
5	Налог на прибыль	Нпр	тыс.р.	2470,8	2475,5	2480,3	2485
6	Налог на имущество	Ним	тыс.р	40,5	27	13,5	0
7	Поток денежной наличности	ПДН	тыс.р.	1888,7	5375,5	5385,8	5396,0
8	Коэффициент дисконтирования	?t	тыс.р.	1	0,909	0,826	0,751
9	Дисконтированный поток денежной наличности	ДПДН	тыс.р.	1888,7	4886,3	4448,6	4052,4
10	Чистая текущая стоимость	ЧТС	тыс.р	4588,7	9475,0	13923,6	17976,0

Таблица 5.2 - Техника - экономические показатели

Показатели	Обозначения
		Базовые	По проекту
Количество отказов	n	52	30
Межремонтный период, (сут.)	Т	320	360
Затраты на ликвидацию аварий, (тыс. руб.)	З	20027

Подобные документы

• Установки винтовых насосов для добычи нефти

  Общие сведения о винтовых насосах. Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Расчет параметров, монтаж, эксплуатация, ремонт установок скважинных винтовых электронасосов.
  
  курсовая работа [5,2 M], добавлен 06.06.2014
  

• Технология добычи высоковязкой нефти на Ярегском месторождении

  Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Принцип действия насоса. Отказы, неполадки оборудования. Техника безопасности на нефтяном предприятии. Общая характеристика Ярегского месторождения. Расчет основных параметров винтового насоса.
  
  курсовая работа [4,5 M], добавлен 03.06.2015
  

• Эксплуатация скважин в осложненных условиях

  Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Определение требуемого напора.
  
  презентация [365,9 K], добавлен 03.09.2015
  

• Проектирование модульной конструкции измерителя барометрического давления для барометрического нивелирования

  Применение барометрического нивелирования для измерения атмосферного давления. Выбор схемы измерения с использованием моста Уитсона и тензорезистора. Расчет конструкции прибора: сильфона и пластины, клапана и мембраны; проверка стержня на устойчивость.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 28.08.2012
  

• Оборудование для бурения нефтяных и газовых месторождений

  Классификация буровых установок для глубокого бурения. Основные блоки и агрегаты их взаимодействия. Факторы для обоснования конструкции скважины. Способы бурения, их характеристика. Цикл строительства скважины, монтаж и демонтаж бурового оборудования.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 05.05.2014
  

• Эксплуатация скважин при помощи установок "Тандем"

  Особенности работы тандемной установки погружных электрических центробежных насосов в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции. Повышение технологической эффективности ее эксплуатации. Расчет параметров струйного насоса.
  
  курсовая работа [591,3 K], добавлен 12.03.2015
  

• Технологические основы взрывных работ

  Эталонный (расчётный), базовый, проектный и фактический вид удельного расхода при взрывных работах. Параметры скважинных зарядов. Достоинства и недостатки наклонных скважин. Конструкция заряда, порядок взрывания. Краткая характеристика развала пород.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 23.07.2013
  

• Установка насосная передвижная ЦА-320

  Назначение, техническая характеристика, конструкция и принцип действия насосного агрегата. Монтаж, эксплуатация и ремонт оборудования. Эксплуатация цементировочного насоса во время работы. Расчет штока, червячного колеса, поршня и цилиндровой втулки.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 04.11.2014
  

• Применение в скважинах бесштанговых насосов

  Обобщение преимуществ и недостатков бесштанговых насосов. Изучение принципа действия бесштангового насоса. Особенности наземного оборудования: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС. Характеристика автоматизации и обслуживания безштанговых насосов.
  
  курсовая работа [233,1 K], добавлен 20.07.2010
  

• Назначение, проектирование и расчет обратных фильтров

  Общая характеристика обратных фильтров, которые устраивают для предотвращения опасности механической суффозии между мелкозернистым и крупнозернистым материалом. Оценка суффозионности грунта. Методика расчета гранулометрического состава обратного фильтра.
  
  контрольная работа [332,1 K], добавлен 17.01.2012
  

• Изучение основ работы электрического центробежного насоса. Подбор установки к скважине

  Краткая географическая и геологическая характеристика Рогожниковского месторождения. Описание продуктивных пластов. Свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ работы скважин, оборудования установки погружного электрического центробежного насоса.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 12.11.2015
  

• Подбор и эксплуатация установок электроцентробежных насосов при бурении скважин

  Характеристика оборудования при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов, его наземный состав. Устройство, расчет и подбор погружного центробежного насоса. Техника безопасности и охрана окружающей среды в процессе бурения скважины.
  
  курсовая работа [78,9 K], добавлен 27.09.2013
  

• Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования

  Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013
  

• Депарафинизация нефтепромыслового оборудования

  Назначение, устройство и параметры агрегата для депарафинизации скважин. Оборудование и технические характеристики. Износ деталей насоса 2НП-160. Технологический процесс капитального ремонта оборудования. Конструкционный расчет трехплунжерного насоса.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 08.08.2012
  

• Методы плотностного и селективного гамма-гамма каротажа

  История открытия и развития гамма-гамма методов. Область применения ГГК-П и решаемые задачи. Границы угольных пластов, определяемые по правилу полумаксимума аномалии. Аппаратура для скважинных измерений. Конструкции измерительных установок ГГК-П.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 14.05.2015
  

• Гидромеханический расчет скважин

  Изучение двух скважин (нагнетательной и добывающей) в горизонтальном продуктивном пласте постоянной мощности. Определение типа фильтрационного потока, с описанием физической сущности рассматриваемого процесса. Расчёт фильтрационных характеристик потока.
  
  курсовая работа [637,7 K], добавлен 18.05.2013
  

• Автоматизация артезианской скважины

  Проектирование функциональной схемы автоматизации артезианской скважины. Анализ контролируемых и регулируемых параметров. Проект экранной формы в SCADA-системе Trace Mode 6. Контур регулирования давления водопровода. Расчет пропускной способности клапана.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 26.01.2016
  

• Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

  Геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника, физико-химические свойства нефти, режим разработки залежи. Расчет себестоимости подбора оборудования установки штангового глубинного насоса.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 29.06.2012
  

• Механизированная добыча нефти

  Эксплуатация скважин винтовыми и штанговыми глубинными насосами. Гидрозащита погружных электродвигателей. Устройства для управления погружных электронасосов добычи нефти. Динамометрирование глубинных установок. Обработка призабойной зоны нефтяного пласта.
  
  реферат [4,4 M], добавлен 06.11.2012
  

• Проект установки подготовки нефти мощностью 2,7 млн. т в год по товарной нефти

  Расчет материального баланса установки подготовки нефти. Расчет сепаратора первой, второй и конечной ступени сепарации. Расчет резервуара для товарной нефти и насоса для откачки пластовой воды. Технология глубокого обезвоживания и сепарации нефти.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 10.12.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам