ДОБЫЧИ НЕФТИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.6. Конструкция осевой опоры вала ЭЦН:

1-пята; 2, 3-гладкая шайба; 4,5-резиновые шайбы; 6-верхняя опора; 7 – нижняя опора; 8-пружинное кольцо; 9 –дистанционная втулка; 10-радиальная опора; 11-защитная втулка

Осевая нагрузка, возникающая на рабочем колесе при работе насоса, может быть приближенно определена по формуле:

где- К –коэффициент, учитывающий изменение напора в НА ступени и тип РК, К = 0,6-0,8;

F2 = 0,785 (D2 2 – d2 2), F1 = 0,785 (D1 2 – d1 2),

D1 и D2- наружные диаметры переднего (нижнего) и заднего (верхнего) диска рабочего колеса (см.рис.7), м.

d1 и d2- наружные диаметры опорного бурта НА на переднем диске РК и диаметр защитной втулки на заднем диске РК(см.рис.7), м.

ρ - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3 g – ускорение свободного падения, м/с2 Hст.- напор ступени, м.

Осевое усилие, возникающее на валу электроприводного центробежного насоса с «плавающими» рабочими колесами, определяются по формуле:

Здесь Fв – площадь поперечного сечения вала насоса; d - диаметр вала насоса; Pнас.- давление насоса; ρ - плотность перекачиваемой жидкости (все данные имеют размерность в системе СИ).

Осевое усилие на валу насоса с фиксированным расположением рабочих колес («распертые» колеса)определяется по формуле:

где А р.к. – осевая нагрузка от одного рабочего колеса,

А р.к. = 0,785 К (D22- D12) ρ g Hст ).

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Радиальная нагрузка, возникающая на валу насоса:

где m – масса ротора (вал насоса + защитные втулки + рабочие колеса); r -радиус дисбаланса ротора (для нового насоса может быть принят

радиальному зазору, равному допуску сопряжения «втулка рабочего колеса – расточка направляющего аппарата, см. рис. 4).

ω -угловая скорость вращения ротора насоса.

Рис.7. Диаметральное сечение рабочего колеса

Таблица 1. Материалы подшипниковых узлов [3].

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Удельная нагрузка на материал подшипника будет зависеть от нагрузок, определяемым по формулам (1,2,3,4 ) и от площади опорной поверхности подшипника.

Для осевых подшипников удельная нагрузка определяется по формуле:

опорной шайбы рабочего колеса или осевой опоры вала насоса (см.рис.5 и

рис.6).

Выбор материала подшипника осуществляется в соответствии с табл. 1

и для условия, когда [σ ] > k σ (где [σ ] – допускаемые, k -коэффициент

запаса прочности, σ – максимальные расчетные напряжения).

Коэффициент запаса прочности для материалов осевых подшипников ЭЦН выбирается равным 3-4.

Для радиальных подшипников средняя удельная нагрузка определяется из уравнения

где: W – несущая способность подшипника;

l – длина радиального подшипника(втулки подшипника) (см.рис. 7); dвт – диаметр втулки радиального подшипника;

μ- динамическая вязкость смазывающей жидкости, Па*с;

ω- угловая скорость вращения втулки радиального подшипника, 1/с;

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ς - безразмерный коэффициент нагруженности подшипника;

ψ- относительный зазор;

ψ= δ/ dвт.

Рис. 8. Промежуточный радиальный подшипник

1 — втулка вала; 2 — втулка подшипника; 3 — корпус подшипника; 4 — вкладыш подшипника; 5 — рабочее колесо

Безразмерный коэффициент для радиальных подшипников, применяемых в ЭЦН, зависит от геометрических размеров подшипника и смазывающей жидкости.

При радиальном подшипнике, работающем в потоке откачиваемой жидкости, самым напряженным режимом будет режим вывода насосной установки на режим, т.е. в тот момент времени, когда откачиваемой жидкостью будет вода практически без содержания нефти. В этом случае безразмерный коэффициент нагруженности подшипника может быть выбран в пределах от 0,1 до 0,3.

Задание.

По основным размерам рабочего колеса, полученным в домашнем задании № 1, и характеристикам ЭЦН (см. Приложения и [1]) определить геометрические размеры осевых и радиальных опор рабочих колес и подшипников самого насоса, а по размерам подшипников и характеристикам насосов (Приложение 1), а также по заданным свойствам пластовой жидкости (табл.2) провести выбор материалов подшипников ЭЦН.

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 2. Варианты домашнего задания

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Домашнее задание № 3 Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН)

для добычи нефти.

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК “ЮКОС” и работу, выполненную В.С.Линевым, фирмой TRW Reda и методики, разработанные в ОКБ БН и РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине.

Общая методика подбора УЭЦН при существующих допущениях выглядит следующим образом:

1.По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2.По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды)

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке “забой скважины - прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (например - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3.По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насоснокомпрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4.По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.

5.По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).

6.По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок ( с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7.После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8.После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износоили коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные: 1.Плотности, кг/куб.м:

воды; сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях; 2.Вязкости, м2 / с:

воды; нефти.

3.Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки. 4.Обводненность продукции пласта, доли единицы. 5.Газовый фактор, куб.м/куб.м.

6.Объемный коэффициент нефти, ед.

7.Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м. 8.Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

9.Пластовая температура и температурый градиент, oС, oС/м. 10.Коэффициент продуктивности, куб.м/ (МПа*сутки). 11.Буферное давление, МПа.

12.Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1.Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

ρсм = ([ρв b + ρн (1-b)] (1-Г) + ρг Г

где ρн - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м ρв - плотность пластовой воды, ρг - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущая объемная доля свободного газа; b- обводненность пластовой жидкости.

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

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод

где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин = Lскв - Pзаб / ρсм g

4.Определяем давление на приеме насоса, при котором доля свободного газа на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона

(например- Г=0,15):

Рпр = ( 1 – Г ) Рнас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Рнас - давление насыщения.

5.Определяем глубину подвески насоса:

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

L = Ндин + Pпр / ρсм g

6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = Tпл – (Lскв - L) * Gт;

где Tпл - пластовая температура; Gт - температурный градиент.

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

B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) √Pпр / Pнас

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос; Pнас - давление насыщения.

8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

Qпр = Q * B*

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

Gпр = G [ 1- (Pпр / Рнас )],

Где G - газовый фактор.

10.Определяем газосодержание на входе в насос:

βвх = 1 / {[(( 1 + Рпр ) В*) / Gпр ] + 1}

11.Вычисляем расход газа на входе в насос:

Qг.пр.с = Qпр βвх / ( 1 -βвх )

12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

20