Определение необходимого напора ЭЦН

• Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

• Установки имеют два исполнения –

• обычное

• коррозионностойкое.

• Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 – 87

• при переписке и в технической документации: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87,

•

• где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

• Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

• среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

• максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм²/с;

• водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

• максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

• максимальное содержание попутной воды - 99%;

• максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

• максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

• температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

См. вложенный файл с фото лабой №3