4

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4

1. Последовательность подбора насосной центробежной установки .......... 5

2. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования 18

3. Проверка параметров трансформатора и станции управления 19

4. Описание конструкции насосной установки 20

4.1. Описание конструкции насоса 20

4.2. Описание конструкции электродвигателя 21

Литература 23

Введение

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерна неблагоприятная геолого-иехническая структура запасов нефти.

Средством ухудшения структуры запасосв становиться снижение средных дебитов добывающих скважин. Другой особенности является добыча нефти за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, в частности метод гидроразрыва пласта, и использования повышенной депрессии на пласт.Крупнейшие месторождения, открытые в 60-70-х годах ХХ века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненностть продукции этих месторождений достигла 80-90% и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющим фактором является коррозийная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насышения, вязкость нефти и эмульсий.

В РФ среди бесштанговых насосов наиблее распространенными являются установки центробежных насосов. ЭЦН имеют очень большой диапазон подач от 10 до 1000м³/сут и более способны развивать напор до 3500м. В области больших подач ( свыше 80м³/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.

Целью данной курсовой работы является подбор оборудования и выбор узлов УЭЦН по условиям добычи нефти из скважины. Подбор ведется по алгоритму, в основу которого многократно испытанные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвещенных изучению фильтации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта.

1. Последовательность подбора насосной центробежной установки

1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса» с учетом упрощений:

где – плотность сепарированной нефти, кг/м³; – плотность пластовой воды, кг/м³; – плотность газа в стандартных условиях, кг/м³; Г – текущее объемное газосодержание; b – обводненность пластовой жидкости.

2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где Р_пл — пластовое давление; Q — заданный дебит скважины; К_прод — коэффициент продуктивности скважины.

3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса:

5. Определяется глубина подвески насоса:

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Т_пл — пластовая температура; G_т — температурный градиент.

7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объем

ная обводненность продукции; Р_пр — давление на входе в насос; Р_нас - давление насыщения.

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G — газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

где С_п — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (С_п=0,02 см/с при b<0,5 или С_п = 0,16 см/с при b>0,5).

14. Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:

15. Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:

16. Определяется потребное давление насоса:

где Н_дин — глубина расположения динамического уровня; Р_6уф — буферное давление; Р_г1 — давление работы газа на участке «забой — прием насоса»; Р_г2 — давление работы газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса. Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи равной «Q = 0» (напор, мощность). Выбираем насос ЭЦНА5-30-600

Характеристика нососов ЭЦНА5-30. ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 30 /сут на воде плотностю .количество ступеней-167

Характеристики насоса при работе на воде

Подача	5	10	15	20	25	30
Напор	750	720	700	670	630	600
КПД	10	18	24	27	32	35

Параметры работы насоса в оптимальном режиме:

Q_ов =30м³/сут=0,00034м³/с; Н_ов =600м; η_ов=0,35; N_ов=37кВт

Для получения реальной характеристики насоса выполним перерасчет напора и КПД

η^! = η(1-ΔН/Н)

ΔН = 0,92∙Н_опт/(3,9+0,023∙Q_опт) = 0,92∙600/(3,9+0,023∙30) = 120 м

Н^! = Н-ΔН = 600-120 = 480 м;

η^!=0,35(1-120/600)=0,28;

18. Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

где ν — эффективная вязкость смеси; Q_oB — оптимальная подача насоса на воде.

19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где: f_кол — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м².

f_кол= f_ок - f_н,

где: f_н — площадь сечения насоса, м².

f_н =π·d²_н/4,

где: d²_н — диаметр насоса, (Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами, 6.3 Установки погружных центробежных насосов, таблица 6.2), м.

f_ок =3,14·0,13²/4 = 0,0133м²

f_н = 3,14·0,124 ²/4 = 0,012 м²

f_кол= 0,0133-0,012 = 0,0013м²

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q_oв — подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристике насоса.

22. Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.

β_пр = 0,42·(1 - 0,427) = 0,24

24. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

K_Hv = l-(l,07v^0,6q_np/Q_OB^0,57) = 1-(1,07·(1,2 ^0,6·0,81/0,00034^0,57) = 0,91

25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

26. Определяется напор насоса на нефти при оптимальном режиме:

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

Z = H/h_ст,

где h_ст — напор одной ступени выбранного насоса.

h_ст =H_табл/228 = 600/167=3,6 м,

где: H_табл — напор (приложение 4, таблица 4.2), м.

Z = 670/3,6 = 185 ступень.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса: Z­ = 167 Выбираю насос ЭЦНА5-30-600 с Z=167

ΔZ=(185-167)/185 =0,097,

Так как насос ЭЦНА5-30-600 выбирала уверено.

28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

η = 0,82∙0,427∙0,35 = 0,12

где η_оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

N =3,2·10⁶·0,00034/0,12 = 9 кВт

30. Определяется мощность погружного двигателя:

N _ПЭД = 9/0,34 = 26,47 кВт 

где: η_ПЭД — КПД погружного электродвигателя (Приложение 15. Основные параметры погружных насосов).

Выбираю ЭДС 7-103

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).

При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.

По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - столбом тяжелой жидкости.

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины. Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где: ρ_гл — плотность жидкости глушения (можно принять 920 кг/м³).

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины

Величина Н_гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса. H > H_гл

Определяется мощность насоса при освоении скважины

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

32. Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

73,32°С < 90°С

где [Т] — максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

где — площадь кольцевого сечения; D — внутренний диаметр обсадной колонны; d — внешний диаметр ПЭД.

F = 0,785·(0,13² – 0,124²) = 0,0012м²

W = 0,00034/0,0012 = 0.283м/с

Cкорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Выбранный насосный агрегат в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески.

Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе.

При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.

Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:

где I — сила тока двигателя (таб 1.19 Скважинные насосные установки для добычи нефти I = 122.5 А) , А; L_каб — вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); R_о — активное сопротивление 1 м длины кабеля,

L_каб = L+50 = 4395 + 50 = 4445 м.

где ρ₂₀ — удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм²/м; q — площадь сечения жилы кабеля, мм²; α — температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/ °С; t_каб — температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.

Rо = ([1+0,0041·(90-20)]·(1,31)·0,0195/50)10 = 0,657 Ом/км

∆N_каб = 3·37·0,657·4445·10^-3 = 324 Вт

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой.

Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости

где Х_о — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм² равно 0,1·10³ Ом/м; cos φ и sin φ — коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9. Iпуск — сила тока при пусковом режиме (её можно принять 150 А).

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле

∆U_пуск = ·(0,657·0,86+0,129·0,6)·65·4445/100 = 3215 В

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5—6 % полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости

(3.46) 

где: λ  — коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d^0,3_н ,

где: dн — диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности ); λ  — коэффициент Дарси;

λ = 0,021/d^0,3н ,

λ = 0,021/0,124^0,3=0,039

∆Р = 893,32·0,039·(4395·(1,2·10^-5)²/2·0,13) = 0,000085 Па

При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата).

Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.