ДОБЫЧИ НЕФТИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

C = Qг.пр.с / f cкв

Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

ϕ = βвх / [ 1 + ( Cп / C ) βпр ]

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

14.Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":

Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 ϕ )] - 1 }

15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 ϕ )] - 1 },

где βбуф = 1 / [(( 1 + Рбуф ) Вбуф*) /Gбуф ] + 1;

ϕбуф = βбуф / [ 1 + ( Cп / C ) βбуф ]

Величины с индексом “буф” относятся к сечению устья скважины и являются “буферными” давлением, газосодержанием и т.д.

16.Определяем потребное давление насоса:

Р = ρ g Lдин + Рбуф + P нкт- Pг1- Pг2

где Lдин - глубина расположения динамического уровня; Рбуф - буферное давление;

P нкт -потери давления на гидравлические потери в колонне НКТ; Pг1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса"; Pг2-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 выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность).

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

KQν = 1 - 4,95 ν 0.85 QоВ -0.57

где ν - эффективная вязкость смеси; QоВ - оптимальная подача насоса на воде.

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

20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв )],

где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:

q = Qж.пр / QоB

где QоB – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса

.

22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

qпр = Qж.пр / QоB KQν

23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

βпр = β вх ( 1 - Кс )/ [β вх ( 1 - Кс )+ Q -ж.пр ]

где – объемная доля жидкости на приеме насоса.

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

КНν = 1 - ( 1.07ν 0.6 qпр / QоB 0.57 )

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

К = [ ( 1 - β) / (0.85 - 0.31 qпр )A ]

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 qпр + ( 6.8 qпр )2 ]

26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

Н = Р / ρ g К КНν

27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:

Z = H / hст ,

где hст - напор одной ступени выбранного насоса.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

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

η = Кην Кηq ηоВ

где ηоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29.Определяем мощность насоса:

N = P Q / η

30.Определяем мощность погружного двигателя:

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где ρгл - плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Нгл = Ргл / ρгл g

Величина Нгл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики.

Определяем мощность насоса при освоении скважины:

N гл = P гл Q / η

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

N ПЭД. гл = N гл / ηПЭД

32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:

Т > [T],

где [T] – максимально-допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33.Проверяем установку 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:

W = Q / F ,

где F = 0,785 (D2 - d2 ) - площадь кольцевого сечения,

D-внутренний диаметр обсадной колонны, d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). 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.

При использовании установок ЭЦН они (УЭЦН) могут работать как в правой, так и в левой части рабочей зоны характеристики, т.е подача установки может быть больше, равна или меньше подачи в оптимальном режиме. При этом установка будет иметь различные показатели работы(КПД, потребляемую мощность, затраты на подъем тонны жидкости и т.д.) и, что очень важно, различные условия работы основных узлов и деталей установок.

Так, при работе в левой части рабочей зоны характеристики (при подаче меньше, чем Qопт) при уменьшении КПД и уменьшении скорости омывания погружного агрегата откачиваемой жидкостью, может произойти перегрев установки или кабеля и их выход из строя. Также при этом режиме увеличивается напор каждой ступени и насоса в целом, что приводит к увеличению удельных нагрузок на опоры осевых подшипников как самого рабочего колеса, так и ввего ротора насоса в целом. Однако для «тихоходных» центробежных насосов при таких режимах уменьшается потребляемая мощность насоса. Работа в правой части рабочей характеристики увеличивает скорость движения откачиваемой жидкости в кольцевом пространстве «ПЭД – обсадная колонна», что улучшает условия охлаждения погружного агрегата. Также уменьшается напор насоса и каждой ступени, что приводит к значительной разгрузке осевых опор насоса.

Задание

По заданному варианту исходных данных:

1.произвести подбор установок электроприводных центробежных насосов для добычи нефти (не менее 2-4 вариантов по согласованию с преподавателем);

2.определить условия работы выбранных насосных установок, выбрать оптимальный вариант нефтепромыслового оборудования с точки зрения экономичности или максимально возможного срока безаварийной работы.

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 3. Исходные данные

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

П Р И Л О Ж Е Н И Е

Рис. 1. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ 26-06-1485-96 и насосов ЛЭЦНМ5 ТУ 3631-00217930-004-96 на подачу 50 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 2. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ26-06-1485-96, насосов ЭЦНА5

ТУ 3631-025-21945400-97 и насосов ЛЭЦНМ5 ТУ 3631-00217930-004-96 на подачу 80 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней –

100

Рис. 3. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ 26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 125 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 4. Характеристика насосов ЭЦНМ5 ТУ26-06-1485-96 на подачу 200 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100 -—

— ЭЦНА5-200 ТУ 3631-025-21945400-97

Рис. 5. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 на подачу 160 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

-—— ЭЦНА5А-160 ТУ3631-025-21945400-97

Рис. 6. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5 ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 250 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5АТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 400 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м' Количество ступеней - 100

Рис. 8. Характеристика насосов ЭЦНМ5А ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА5АТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 500 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 9. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 250 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 10. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 на подачу 320 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней – 100

Рис. 11. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ 26-06-1485-96 на подачу 500 м3/сут на воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100

Рис. 12. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ26-06-1485-96 и насосов ЭЦНА6 ТУ 3631-025- 21945400-97 на подачу 800 м3/сут на воде плотностью р = 1000 кг/м3 Количество ступеней

– 100

30