Розрахунок підбору уенц до свердловини. Підбір уенцн до свердловини. Аналіз причин відмов ЕЦН

Розрахунок ЕЦН.doc

3.6 Методика підбору ЕЦН до свердловини

Міністерство освіти та науки Російської Федерації

Федеральна державна бюджетна освітня установа

вищої професійної освіти

"Сахалінський державний університет"

Технічний нафтогазовий інститут

Кафедра нафтогазової справи

Курсова робота

Розрахунок установки електровідцентрового насоса для свердловини №96 родовища Одопту-Суша

Ларіонов Д.Ф.

Науковий керівник

Новіков Д.Г.

Південно-Сахалінськ 2015

Вступ

Глава 1. Установки електровідцентрових насосів

1 Загальна схема установки занурювального електровідцентрового насоса

2 Електровідцентровий насос (ЕЦН)

3 Газосепаратор

1.4 Гідрозахист та занурювальний електродвигун (ПЕД)

5 Телеметрична система (ТМС)

1.6 Клапан зливний та клапан зворотний

8 Станція управління та трансформатор

Розділ 2. Розрахункова частина

1 Вихідні дані для розрахунку установки електровідцентрового насоса для свердловини №96 родовища Одопту-Суша

2 Підбір обладнання та вибір вузлів встановлення ЕНЦ

3 Перевірка діаметрального габариту занурювального обладнання

4 Перевірка параметрів трансформатора та станції керування

Розділ 3. Техніка безпеки

1 Охорона праці при експлуатації установок свердловинних відцентрових насосів

Висновок

Список використаних джерел

Вступ

p align="justify"> Експлуатація свердловин установками занурювальних відцентрових насосів (УЕЦН) є в даний час основним способом видобутку нафти в Росії. Цими установками витягується на поверхню близько двох третин від загального річного видобутку нафти нашій країні.

Електровідцентрові насоси свердловин (ЕЦН) відносяться до класу динамічних лопатевих насосів, що характеризуються більшими подачами і меншими напорами в порівнянні з об'ємними насосами.

Діапазон подач свердловинних електровідцентрових насосів - від 10 до 1000 м 3 /добу та більше, натиск - до 3500 м. В області подач понад 80 м 3 /сут ЕЦН має найвищий ККД серед усіх механізованих способів видобутку нафти. В інтервалі подач від 50 до 300 м 3 на добу ККД насоса перевищує 40%.

Підбір УЕЦН до свердловини на рівні пов'язані з виконанням щодо трудомістких і громіздких обчислень і здійснюється з допомогою ЕОМ.

Одна з найважливіших умов ефективного використання УЕЦН - це правильний підбір УЕЦН до свердловини, тобто вибір для кожної конкретної свердловини таких взаємообумовлених типорозмірів насоса, електродвигуна з гідрозахистом, кабелю, трансформатора, підйомних труб з наявного парку обладнання, і такої глибини спуску насоса які забезпечать освоєння свердловини та технологічну норму відбору рідини (номінального дебіту) з неї в режимі роботи системи свердловина, що встановився, - УЕЦН при найменших витратах.

Глава 1. Установки електровідцентрових насосів

1 Загальна схема установки занурювального електровідцентрового насоса

На сьогоднішній день запропоновано велику кількість різних схем та модифікацій установок ЕЦН. На малюнку 1 наведена одна із схем обладнання добувної свердловини установкою занурювального відцентрового електронасоса.

Малюнок 1 - Схема установки занурювального відцентрового насоса в свердловині

Занурювальний електродвигун (ПЕД) 2, протектор 3, приймальна сітка 4 з газосепаратором 5, насос 6, ловильна головка 7, зворотний насосний клапан 8, спускний клапан 9, колона насосно-компресорних труб (НКТ) 10, коліно 11, викидна лінія зворотний клапан гирловий 13, манометри 14 і 16, гирла арматура 15, кабельна лінія 17, з'єднувальний вентиляційний ящик 18, станція управління 19, трансформатор 20, динамічний рівень рідини в свердловині 21, пояса 22 для кріплення кабельної свердловина колона 23.

При роботі установки насос 6 відкачує рідину зі свердловини на поверхню насосно-компресорним трубам 10. Насос 6 приводиться в дію занурювальним електродвигуном 2, електроенергія до якого підводиться з поверхні по кабелю 17. Охолодження двигуна 2 проводиться потоком свердловинної продукції. Наземне електрообладнання - станція 19 управління з трансформатором 20 - призначене для перетворення напруги промислової електромережі до величини, що забезпечує оптимальну напругу на вході в електродвигун 2 з урахуванням втрат в кабелі 17, а також для управління роботою занурювальної установки і її захисту при аномальних режимах.

Допустимий за вітчизняними технічними умовами максимальний вміст вільного газу на вході в насос становить 25%. За наявності газосепаратора на прийомі ЕЦН допустимий газоміст збільшується до 55%. Зарубіжні фірми-виробники УЕЦН рекомендують застосовувати газосепаратори у всіх випадках, коли вхідний вміст становить понад 10%.

2 Електровідцентровий насос (ЕЦН)

Модуль-секція насоса (малюнок 2) складається з корпусу 1, валу 2, пакетів щаблів (робочих коліс - 3 і напрямних апаратів - 4), верхнього підшипника 5, нижнього підшипника 6, верхньої осьової опори 7, головки 8, основи 9, двох ребер 10 (служать для захисту кабелю від механічних пошкоджень) та гумових кілець 11, 12, 13.

Малюнок 2 - Схема модуля-секції насоса

Корпус; 2 – вал; 3 - робоче колесо; 4 - апарат напрямний;

Підшипник верхній; 6 – підшипник нижній; 7 - опора осьова верхня; 8 – головка; 9 - основа; 10 – ребро; 11, 12, 13 - кільця гумові.

Робочі колеса вільно пересуваються по валу в осьовому напрямку і обмежені в переміщенні нижнім і верхнім напрямними апаратами. Осьове зусилля від робочого колеса передається на нижнє кільце текстолітове і потім на бурт направляючого апарату. Частково осьове зусилля передається валу внаслідок тертя колеса про вал або прихват колеса до валу при відкладення солей у зазорі або корозії металів. Крутний момент передається від валу до колес латунною шпонкою, що входить до пазу робочого колеса. Шпонка розташована по всій довжині збирання коліс і складається з відрізків довжиною 400 – 1000 мм.

Направляючі апарати зчленовуються між собою по периферійних частинах, в нижній частині корпусу всі вони спираються на нижній підшипник 6 (рисунок 2) і основа 9, а зверху через корпус верхнього підшипника затиснуті в корпусі.

Робочі колеса та направляючі апарати насосів звичайного виконання виготовляються із модифікованого сірого чавуну та радіаційно модифікованого поліаміду, насосів корозійно-стійкого виконання - із модифікованого чавуну ЦН16Д71ХШ типу "нірезист".

Вали модулів секцій та вхідних модулів для насосів звичайного виконання виготовляються з комбінованої корозійно-стійкої високоміцної сталі ОЗХ14Н7В і мають на торці маркування "НЖ" для насосів підвищеної корозійної стійкості - з каліброваних прутків зі сплаву Н65Д2 "М".

Вали модулів-секцій усіх груп насосів, що мають однакові довжини корпусів 3, 4 та 5 м, уніфіковані. З'єднання валів модулів-секцій між собою, модуля секції з валом вхідного модуля (або валу газосепаратора), валу вхідного модуля звалом гідрозахисту двигуна здійснюється за допомогою муфт шліцевих. З'єднання модулів між собою та вхідного модуля з двигуном - фланцеве. Ущільнення з'єднань (крім з'єднання вхідного модуля з двигуном та вхідного модуля з газосепаратором) здійснюється гумовими кільцями.

3 Газосепаратор

Для відкачування пластової рідини, що містить у сітки вхідного модуля насоса понад 25% (до 55%) за обсягом вільного газу, до насоса приєднується насосний модуль - газосепаратор (рисунок 3).

Малюнок 3 -схема вузла газосепаратора

Головка; 2 – перекладач; 3 – сепаратор; 4 – корпус; 5 – вал; 6 - грати; 7 - напрямний апарат; 8 – робоче колесо; 9 – шнек; 10 – підшипник; 11 - основа.

Газосепаратор встановлюється між вхідним модулем та модулем-секцією. Найбільш ефективні газосепаратори відцентрового типу, у яких фази поділяються на полі відцентрових сил. При цьому рідина концентрується в периферійній частині, а газ - центральній частині газосепаратора і викидається в затрубний простір. Газосепаратори серії: модульний насосний-газосепаратор (МНГ) мають граничну подачу 250 500 м 3 /добу, коефіцієнт сепарації 90%, масу від 26 до 42 кг.

4 Гідрозахист та занурювальний електродвигун (ПЕД)

Двигун занурювального насосного агрегату складається з електродвигуна та гідрозахисту. Електродвигуни (рисунок 4) занурювальні трифазні коротко замкнуті двополюсні маслонаповнені звичайного та корозійно-стійкого виконання уніфікованої серії ПЕДУ та у звичайному виконанні серії ПЕД модернізації Л. Гідростатичний тиск у зоні роботи не більше 20 МПа. Номінальна потужність від 16 до 360 кВт, номінальна напруга 530-2300, номінальний струм 26-122.5А.

Малюнок 4 – Схема вузла електродвигуна серії ПЕДУ

Підп'ятник; 6 – кришка кабельного введення; 7 – пробка; 8 – колодка кабельного введення; 9 – ротор; 10 – статор; 11 – фільтр; 12 - основа.

Гідрозахист (рисунок 5) двигунів ПЕД призначений для запобігання проникненню пластової рідини у внутрішню порожнину електродвигуна, компенсації зміни об'єму масла у внутрішній порожнині від температури електродвигуна та передачі крутного моменту від валу електродвигуна до валу насоса.

Гідрозахист складається з одного протектора, або з протектора і компенсатора. Можуть бути три варіанти виконання гідрозахисту.

Малюнок 5 - Схема вузла гідрозахисту:

а – відкритого типу; б – закритого типу. А – верхня камера; Б – нижня камера; 1 – головка; 2 – торцеве ущільнення; 3 - верхній ніпель; 4 – корпус; 5 - середній ніпель; 6 - вал; 7 - нижній ніпель; 8 - основа; 9 - сполучна трубка; 10 – діафрагма.

Перший: складається з протекторів П92, ПК92 та П114 (відкритого типу) з двох камер. Верхня камера заповнена важкою бар'єрною рідиною (щільність до 2 г/см 3 не змішується з пластовою рідиною і маслом), нижня - маслом, що і порожнину електродвигуна. Камери повідомлені трубкою. Зміни об'ємів рідкого діелектрика в двигуні компенсуються за рахунок перенесення бар'єрної рідини гідрозахисту з однієї камери в іншу.

Другий: складається з протекторів П92Д, ПК92Д та П114Д (закритого типу), у яких застосовуються гумові діафрагми, їх еластичність компенсує зміну об'єму рідкого діелектрика у двигуні.

Третій: гідрозахист 1Г51М і 1Г62 складається з протектора, розміщеного над електродвигуном і компенсатора, що приєднується до нижньої частини електродвигуна.

Система торцевих ущільнень забезпечує захист від потрапляння пластової рідини на вал всередину електродвигуна. Передана потужність гідрозахист 125? 250 кВт, маса 53? 59 кг.

5 Телеметрична система (ТМС)

Телеметрична система (ТМС) призначена для контролю деяких технологічних параметрів свердловин, обладнаних УЕЦН (тиск, температура, вібрація) та захисту занурювальних агрегатів від аномальних режимів роботи (перегрів електродвигуна або зниження тиску рідини на прийомі насоса нижче за допустимий).

Система ТМС складається із свердловинного перетворювача, що трансформує тиск і температуру в частотно-маніпульований електричний сигнал, і наземного приладу, що здійснює функції блоку живлення, підсилювача-формувача сигналів та пристрої управління режимом роботи занурювальним електронасосом за тиском та температурою.

Свердловинний перетворювач тиску і температури (ПДТ) виконаний у вигляді циліндричного герметичного контейнера, що розміщується в нижній частині електродвигуна і підключеного до нульової точки його статорної обмотки.

Наземний прилад, що встановлюється в комплектний пристрій ШГС, забезпечує формування сигналів на її відключення та вимкнення насоса за тиском та температурою.

Як лінія зв'язку та енергоживлення занурювального датчика (ПД) використовується силова мережа живлення занурювального електродвигуна.

6 Клапан зливний та клапан зворотний

Зливний клапан (малюнок 7) призначений для зливу рідини з насосно-компресорних труб під час підйому УЕЦН зі свердловини.

Зливний клапан складається з корпусу 1 з вкрученим штуцером 2, який ущільнений гумовим кільцем 3.

Перед підйомом УЕЦН зі свердловини кінець штуцера, що знаходиться у внутрішній порожнині клапана, збивається (обламується) скиданням у свердловину спеціального інструменту і рідина з колони НКТ витікає через отвір у штуцері за трубний простір.

Зливний клапан встановлюється між зворотним клапаном та колоною труб НКТ.

На період транспортування зливний клапан закривають кришками 4, 5.

Малюнок 7 - Схема вузла клапан зливний

Корпус; 2 – штуцер; 3 - гумове кільце; 4,5 – кришки.

Зворотній клапан.

Зворотний клапан (малюнок 8) призначений для запобігання зворотному (турбінного) обертання робочих коліс насоса під впливом стовпа рідини в напірному трубопроводі при зупинках насоса та полегшення нею наступного запуску, використовується для опресування колони НКТ після спуску установки в свердловину.

Зворотний клапан складається з корпусу 1 обгумованого сідла 2, на яке спирається тарілка 3. Тарілка має можливість осьового переміщення в направляючій втулці 4.

Під впливом потоку рідини, що перекачується, тарілка піднімається, тим самим відкриваючи клапан. При зупинці насоса тарілка опускається на сідло під впливом стовпа рідини у напірному трубопроводі та клапан закривається. Зворотний клапан встановлюється між верхньою секцією насоса та зливальним клапаном. На період транспортування зворотний клапан закривають кришками 5 та 6.

Малюнок 8 - Схема вузла клапан зворотний

7 Кабель

Кабельна лінія є кабелем у зборі, намотаний на кабельний барабан.

Кабель у зборі складається з основного кабелю - круглого (рисунок 9а) (ПКБК) кабель, поліетиленова ізоляція, броньований, круглий або плоского - кабель поліетиленовий броньований плоский (КПБП) (рисунок 9б), приєднаного до нього плоского кабелю з муфтою з муфтою).

Малюнок 9 - Кабелі

а – круглий, б – плоский.

Жила, 2 – ізоляція, 3 – оболонка, 4 – подушка, 5 – броня.

Кабель складається з трьох жил, кожна з яких має шар ізоляції та оболонку; подушки з прогумованої тканини та броні. Три ізольовані жили круглого кабелю скручені по гвинтовій лінії, а жили плоского кабелю - укладені паралельно до одного ряду.

Кабель КФСБ із фторопластовою ізоляцією призначений для експлуатації при температурі навколишнього середовища до + 160˚С.

Кабель у зборі має уніфіковану муфту кабельного введення К38 (К46) круглого типу. У металевому корпусі муфти герметично закладені ізольовані жили плоского кабелю за допомогою гумового ущільнювача.

До струмопровідних жил прикріплені штепсельні наконечники.

Круглий кабель має діаметр від 25 до 44 мм. Розмір плоского кабелю від 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номінальна будівельна довжина 850, 1000? 1800 м.

1.8 Станція управління та трансформатор

Комплектні пристрої станції керування та трансформатора забезпечують включення та вимкнення занурювальних двигунів, дистанційне керування з диспетчерського пункту та програмне керування, роботу в ручному та автоматичному режимах, відключення при перевантаженні та відхиленні напруги живильної мережі вище 10% або нижче 15 % від номінального, контроль струму та напруги, а також зовнішню світлову сигналізацію про аварійне відключення (у тому числі із вбудованою термометричною системою).

Комплексна трансформаторна підстанція занурювальних насосів (КТППН) призначена для живлення електроенергією та захисту електродвигунів занурювальних насосів із одиночних свердловин потужністю 16 125 кВт включно.

Номінальна висока напруга 6 або 10 кВ, межі регулювання середньої напруги від 1208 до 444 (трансформатор ТМПН100) і від 2406 до 1652 (ТМПН160). Маса із трансформатором 2705 кг.

Розділ 2. Розрахункова частина

Під час проведення підбору УЭЦН необхідні такі вихідні дані:

Щільність, кг/м3:

сепарованої нафти -850

газу в нормальних умовах -1

Коефіцієнт в'язкості, м2/с∙10-5

нафти - 5,1

Запланований дебіт свердловини, м 3 /добу - 120

Обводненість продукції пласта, частки одиниці – 0,5

Газовий фактор, м 3 /м 3 – 42

Об'ємний коефіцієнт нафти, од. - 1,23

Глибина розташування пласта (отворів перфорації), м – 2250

Пластовий тиск МПа - 11,2

Тиск насичення, МПа - 5

Пластова температура та температурний градієнт, ºС - 50, 0,02

Коефіцієнт продуктивності, м3/МПа - 21

Буферний (затрубний) тиск, МПа - 1,1/1,1

Розміри обсадної колони, мм – 130

Ефективна в'язкість суміші, м2/с*10-5-4,1

2.2 Підбір обладнання та вибір вузлів встановлення ЕНЦ

Підбір установки УЕЦН ведеться у наступній послідовності:

Визначається щільність суміші на ділянці "вибій свердловини - прийом насоса" з урахуванням спрощень:

Рсм = (1-Г) + рг Г, (3.1)

де ρі – щільність сепарованої нафти, кг/куб.м;

ρв – щільність пластової води;

ρг - густина газу в стандартних умовах;

Г - поточний об'ємний газовміст; - обводненість пластової рідини.

ρсм = · (1-0,18) +1 · 0,18 = 771 кг/м 3

Визначається вибійний тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:

Рзаб = Рпл-Q/Kпрод, (3.2)

де Рпл - пластовий тиск, МПа; - заданий дебіт свердловини, м 3 /сут;

Кпрод - коефіцієнт продуктивності свердловини, м3/МПа.

Рзаб = 11,2-120/21 = 5.49 МПа = 5,5 · 106 Па

Визначається глибина розташування динамічного рівня при заданому дебіті рідини:

НДІН = Lскв - Рзаб / Рсм g. (3.3)

де: Lскв - глибина розташування пласта, м

Ндин = 2250-5,5 · 106/771 · 9,8 = 1523 м

Визначається тиск на прийомі насоса, при якому газоутримання на вході в насос не перевищує гранично-допустимий для даного регіону та даного типу насоса (наприклад - Г = 0,15):

Рпр = (1 - Р) Р НАС, (3.4)

(при показнику ступеня залежно від розгазування пластової рідини т = 1,0), де: Рнас - тиск насичення, МПа.

Рпр = (1-0,15) · 5 = 4.25 МПа = 4,25 · 106 Па

Визначається глибина підвіски насоса:

HДІН + Рпр / Рсм g (3.5)

електровідцентровий насос свердловина занурювальний

L = 1523 +4,25 · 106/771 · 9,8 = 1124 м

Визначається температура пластової рідини на прийомі насоса:

де Тпл - пластова температура, ° С; Gт – температурний градієнт, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124) · 0,02 = 27,5 ° С

Визначається об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос:

де В - об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення; - об'ємна обводненість продукції;

Рпр – тиск на вході в насос, МПа;

РНАС - тиск насичення, МПа.

В * = 0,5 + (1-0,5) = 1,1

Обчислюється дебіт рідини на вході в насос:

(3.8)

пр = 120 · 1,1 = 132 м 3 /сут = 0,0015 м 3 / с

Визначається об'ємна кількість вільного газу на вході в насос:

де G - газовий фактор, м 3 /м 3 .

Визначається газоутримання на вході в насос:

βвх = 1/[(1+4,25/5)/1,1)/6,3+1]=0,8

Обчислюється витрата газу на вході в насос:

г.пр.с = 132 · 0,8 / (1-0,8) = 528 м 3 / с

Обчислюється наведена швидкість газу в перерізі обсадної колони на вході в насос:

(3.12)

де fскв - площа перерізу свердловини прийомі насоса.

вкв = π·d2/4,

де: d - діаметр обсадної колони, мскв = 3,14 · 0,132/4 = 0,013 м 2

З = 528/0,013 = 40615 м / добу = 0,47 м / с

Визначається справжній газоутримання на вході в насос:

де Сп - швидкість спливання газових бульбашок, що залежить від обводненості продукції свердловини (Сп = 0,02 см / с при b<0,5 или Сп = 0,16 см/с при b>0,5).

φ = 0,8 / = 0,8

Визначається робота газу на ділянці "вибій - прийом насоса":

Рг1 = 5 [-1] = 2,35 МПа

Визначається робота газу на ділянці "нагнітання насоса - гирло свердловини":

Величини з індексом "буф" відносяться до перерізу гирла свердловини і є "буферним" тиском, газомістом і т.д.

В * буф = 0,5 + (1-0,5) = 1,05

βбуф = 1/[((1+4,25/5)/1,05)/32,8+1]=0,95

φбуф = 0,95 / = 0,95

Рг2 = 5 [-1] = 3 МПа

Визначається потрібний тиск насоса:

де Ндін - глибина розташування динамічного рівня;

Р6уф – буферний тиск;

Рг1 - тиск роботи газу дільниці "вибій - прийом насоса";

Рг2 - тиск роботи газу дільниці "нагнітання насоса - гирло свердловини".

За величиною подачі насоса на вході, необхідного тиску (напору насоса) та внутрішнього діаметра обсадної колони вибирається типорозмір занурювального відцентрового насоса. [Малюнок 10. Характеристики відцентрових насосів, параметри насосів типу ЕЦНА, ЕЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97].

Визначаються величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (подача, натиск, ККД, потужність) і в режимі подачі, що дорівнює "О" (напір, потужність).

Нов = 475 м, ηов = 0,60, Nов = 15кВт

Визначається коефіцієнт зміни подачі насоса під час роботи на нафтоводогазовій суміші щодо водяної характеристики:

де - ефективна в'язкість суміші, м 2 /с*10-5; QoB – оптимальна подача насоса на воді (рисунок 10), м 3 /с.

КQν = 1-4,95 · 0,0000410,85 · 0,0019-0,57 = 0,967

Обчислюється коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в'язкості:

Кην = 1-1,95 · 0,0000410,4 / 0,00190,28 = 0,8

20. Обчислюється коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:

де fскв - площа кільця, утвореного внутрішньою стінкою обсадної колони та корпусом насоса, м 2 .

скв.к = fскв + fн,

де: fн – площа перерізу насоса, м 2 .

н =π·d2н/4,

де: dн - діаметр насоса, (Довідник з видобутку нафти Андрєєв В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Експлуатація нафтових свердловин безштанговими насосами. Установки занурювальних відцентрових насосів, таблиця 1), м.н = 3,14·0, 1242/4 = 0,012 м 2 вкв.к = 0,013-0,012 = 0,001 м 2

Кс = 1 / = 0,1

Таблиця 1 - Установки занурювальних відцентрових насосів

21. Визначається відносне подання рідини на вході в насос:

(3.20)

де QoB - подача в оптимальному режимі за "водяною" характеристикою насоса, м 3 /с. = 0,0015/0,0019 = 0,78

Визначається відносна подача на вході до насоса у відповідній точці водяної характеристики насоса:

(3.21)

пр = 0,0015/0,0019 · 0,967 = 0,82

Обчислюється газоутримання на прийомі насоса з урахуванням газосепарації:

. (3.22)

βпр =0,8 · (1-0,1) = 0,72

Визначається коефіцієнт зміни напору насоса через вплив в'язкості:

KHv = 1-(1,07 · 0,0000410,6 · 0,82 / 0,00190,57) = 1

Для визначення зміни напору та інших показників роботи відцентрових занурювальних насосів при в'язкості рідини, що значно відрізняється від в'язкості води та в'язкості девонської нафти в пластових умовах (більше 0,03-0,05 см 2 /с), та незначному вмісті газу на прийомі першого ступеня насоса для обліку впливу в'язкості можна скористатися номограмою П.Д. Ляпкова. Для наших значень ця діаграма нам не знадобиться

Визначається коефіцієнт зміни напору насоса з урахуванням впливу газу:

А = 1/=0,032

К = [(1-0,8) / (0,85-0,31 · 0,82) 0,032] = 0,2

Визначається напір насоса на воді за оптимального режиму:

(3.25)

Н = 8,4 · 106/771 · 9,8 · 0,2 · 1 = 5559 м

Обчислюється необхідна кількість щаблів насоса:

H/hct (3.26)

де hc - натиск одного ступеня обраного насоса.с =Hтабл/100,

де: Hтабл - натиск (рисунок 10), м.ст = 1835/100 = 18,35 м = 5595/18,35 = 304

Число Z округляється до більшого цілого значення і порівнюється зі стандартним числом ступенів вибраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступенів виявляється більше, ніж зазначене в технічній документації на вибраний типорозмір насоса, необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з великим числом ступенів і почати розрахунок, починаючи з п. 17.

Якщо розрахункове число ступенів виявляється меншим, ніж зазначене у технічній характеристиці, але їх різниця становить не більше 5%, обраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число щаблів перевищує розрахункове на 10%, то необхідно рішення про розбирання насоса та вилучення зайвих щаблів. Іншим варіантом може бути рішення про застосування дроселя в гирловому устаткуванні. Подальший розрахунок ведеться з п. 18 нових значень робочої характеристики.

Визначається ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу та режиму роботи:

(3.27)

де ηоВ – максимальний ККД насоса на водяній характеристики.

η = 0,967 · 1 · 0,6 = 0,58

29. Визначається потужність насоса:

8,4 · 106 · 0,0019 / 0,58 = 27517 Вт = 27,5 кВт

Визначається потужність занурювального двигуна:

(3.29)

де: ηПЕД - ККД занурювального електродвигунаПЕД = 27,5/0,54=51 кВт

Перевіряє насос на можливість відбору важкої рідини.

У свердловинах з можливим фонтануванням або викидом рідини при зміні насоса свердловинного глушення здійснюється заливкою важкої рідини (води, води з обтяжувачами). При спуску нового насоса необхідно відкачати насосом цю "важку рідину" зі свердловини, щоб установка почала працювати на оптимальному режимі при відборі нафти. При цьому спочатку необхідно перевірити потужність, яка споживається насосом у тому випадку, коли насос перекачує важку рідину. У формулу для визначення потужності вводиться щільність, що відповідає важкій рідині, що перекачується (для початкового періоду її відбору).

При цій потужності перевіряється можливе перегрів двигуна. По збільшенню потужності та перегріву визначається необхідність комплектації установки потужнішим двигуном.

Після закінчення відбору важкої рідини перевіряється витіснення важкої рідини з НКТ пластовою рідиною, що у насосі. У цьому випадку тиск, створюваний насосом, визначається характеристикою роботи насоса на пластовій рідині, а протитиск на викиді - стовпом важкої рідини.

Необхідно перевірити і варіант роботи насоса, коли відкачування важкої рідини ведеться не в трап, а на вилив, якщо це допустимо за розташуванням свердловини.

Перевірка насоса та занурювального двигуна на можливість відкачування важкої рідини (рідини глушіння) при освоєнні свердловини ведеться за формулою:

де ρгл - густина рідини глушення, (920 кг/м 3).

Ргл = 920 · 9,8 · 2250 +1,1 · 106 +5,5 · 106-11,2 · 106 = 14,7 МПа

При цьому обчислюється напір насоса при освоєнні свердловини:

(3.31)

Нгл = 14,7 · 106/920 · 9,8 = 1630 м

Нгл>Н; 1630> 475

Розмір Нгл порівнюється з напором Н паспортної водяної властивості насоса.

Визначається потужність насоса при освоєнні свердловини:

(3.32)

гл = 14,7 · 106 · 0,0019 / 0,58 = 48155 Вт = 48,15 кВт

Потужність, що споживається занурювальним електродвигуном при освоєнні свердловини:

(3.33)

ПЕД.гл = 48,15 / 0,54 = 90 кВт

Установка перевіряється на максимально допустиму температуру прийому насоса:

°С>27,5°С

[Т] - максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі занурювального насоса.

Установка перевіряється на тепловідведення по мінімально допустимій швидкості охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки занурювального агрегату і зовнішньою поверхнею занурювального двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку рідини, що відкачується:

де – площа кільцевого перерізу; D – внутрішній діаметр обсадної колони; d - Зовнішній діаметр ПЕД.

Якщо швидкість потоку рідини, що відкачується W виявляється більше мінімально допустимої швидкості відкачуваної рідини [W], тепловий режим занурювального двигуна вважається нормальним.

Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушення при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на ΔL = 10-100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п. 5. Величина ΔL залежить від наявності часу та можливостей обчислювальної техніки обчислювача.

Після визначення глибини підвіски насосного агрегату по інклінограмі перевіряється можливість встановлення насоса на вибраній глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки та максимального кута відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину та найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких потребує особливої обережності та малих швидкостей спуску при ПРС.

Необхідні для вибору установок дані щодо комплектації установок, характеристики та основні параметри насосів, двигунів та інших вузлів установок дано як у цій книзі, так і у спеціальній літературі.

Для непрямого визначення надійності роботи занурювального електродвигуна рекомендується оцінити його температуру, оскільки перегрів двигуна суттєво знижує термін його роботи. Збільшення температури обмотки на 8-10°С вище за рекомендовану заводом-виробником знижує термін служби ізоляції деяких видів у 2 рази. Рекомендують наступний перебіг розрахунку. Обчислюють втрати потужності двигуна при 130°С:

де b2, с2 та d2 - розрахункові коефіцієнти; Nн і ηд.н - номінальні потужності та ККД електродвигуна відповідно. Перегрів двигуна визначають за формулою:

де b3 та с3 - конструктивні коефіцієнти.

У зв'язку з охолодженням втрати двигуна зменшуються, що враховується коефіцієнтом Kt.

де b5 - коефіцієнт.

(3.41)

Температура обмоток статора більшості двигунів має бути більше 130°С. При невідповідності потужності обраного двигуна тієї, що рекомендується комплектувальною відомістю, вибирається двигун іншого типорозміру того самого габариту. У деяких випадках можливий вибір двигуна більшого габариту по діаметру, але при цьому необхідні перевірка поперечного габариту всього агрегату та зіставлення його з внутрішнім діаметром колони обсадної свердловини.

При виборі двигуна необхідно враховувати температуру навколишньої рідини та швидкість її потоку. Двигуни розраховані працювати у середовищі з температурою до 90°С. В даний час лише один тип двигуна допускає підвищення температури до 140 ° С, подальше її підвищення знизить термін служби двигуна. Таке використання двигуна припустимо в особливих випадках. Зазвичай бажано знизити його навантаження зменшення перегріву обмотувальних проводів. Для кожного двигуна рекомендується своя мінімальна швидкість потоку, виходячи з умов його охолодження. Цю швидкість потрібно перевірити.

Перевірка параметрів кабелю та НКТ

Під час перевірки обраного раніше кабелю необхідно враховувати переважно три чинника: 1) втрати енергії у кабелі; 2) зниження напруги у ньому під час запуску установки; 3) розмір кабелю.

Втрати енергії в кабелі (у кВт) визначаються з наступної залежності:

де I – сила струму двигуна; Lкаб - вся довжина кабелю (глибина спуску двигуна та приблизно 50 м кабелю на поверхні); Rо - активний опір 1 м довжини кабелю, каб = L + 50. Каб = 1124 + 50 = 1174 м

де ρ20 - питомий опір жили кабелю при 20°З урахуванням нагартовки і скрутки, приймається рівним 0,0195 Ом·мм 2 /м; q - площа перерізу жили кабелю, мм 2; α - температурний коефіцієнт лінійного розширення міді, що дорівнює 0,0041/°С; tкаб - температура жили кабелю, яку можна при орієнтовних розрахунках прийняти рівною середній температурі в стовбурі свердловини.

∆Nкаб = 3 · 37,5 · 0,53 · 1174 · 10-3 = 70 кВт

Допустиму втрату енергії в кабелі можна визначити економічним розрахунком при порівнянні витрат на додаткову енергію та витрат на заміну кабелю з більшим перетином та меншими втратами енергії. Орієнтовно можна обмежувати втрати енергії 6-10% загальної потужності, що споживається установкою. Зниження напруги в кабелі при роботі установки компенсується трансформатором, тому до електродвигуна в нормальному режимі роботи підводиться його робоча напруга. Але при пуску двигуна сила струму зростає у 4-5 разів і зниження напруги може бути настільки значним, що двигун не запуститься. Тому необхідно перевіряти зниження напруги кабелю при пусковому режимі. Це особливо важливо для кабелів великої довжини. Зниження напруги визначається із залежності.

де Хо - індуктивний питомий опір кабелю, Ом/м; для кабелю з площею перерізу 25 і 35 мм 2 дорівнює 0,1 103 Ом/м; cos φ і sin φ - коефіцієнти потужності та реактивної потужності установки відповідно; коефіцієнт потужності установки досить великий завдяки значній довжині кабелю; при правильній комплектації установки він дорівнює 0,86-0,9.

∆Uпуск = · (0,53 · 0,86 +0,1 · 0,6) · 65 · 1174/100 = 638 В

Допустиме зниження напруги вказується в заводській характеристиці двигуна. Воно порівнюється з розрахованим за формулою (3.45).

Допустимі перерізи кабелю перевіряються з урахуванням розмірів інших елементів установки.

НКТ перевіряються на допустимі гідравлічні опори потоку, міцність та діаметр, що забезпечує прохід обладнання у свердловину. При русі рідини втрати напору повинні перевищувати 5-6% корисного напору насоса.

Гідравлічні опори визначаються із залежності

де: - коефіцієнт Дарсі,

λ = 0,021/d0,3н

де: dн – діаметр насоса (Каталог Установки занурювальних відцентрових насосів для нафтової промисловості = 0,124 мм), мм.

λ = 0,021/0,1240,3=0,04

λ = 0,021/0,1160,3=0,07

∆Р =771·0,04·(1174·(4,1·10-5)2/2·0,130)=0,00024 Па

При русі газорідинної суміші таке визначення опорів дає дуже орієнтовні результати.

Міцність труб перевіряють з урахуванням ваги колони НКТ, тиску рідини, що відкачується, і ваги всього обладнання (кабелю, занурювального агрегату).

Перевірка габаритів проводиться згідно з вказівками наступного розділу цього параграфу.

3 Перевірка діаметрального габариту занурювального обладнання

Діаметральний габарит занурювального обладнання повинен забезпечити спуск та підйом його без пошкодження у свердловину та достатньо повне використання внутрішньої порожнини свердловини.

Зазвичай зазор між обладнанням та обсадними трубами становить 3-10 мм. При значній глибині свердловини та збільшеній кривизні необхідно приймати збільшений зазор. Діаметральний габарит визначається зазвичай у трьох перерізах по довжині обладнання.

Перший перетин береться у муфти НКТ. Тут діаметральний габарит дорівнює сумі діаметрів кабелю та муфти з урахуванням плюсових допусків на їх виготовлення. Другий перетин береться над занурювальним агрегатом з урахуванням його габариту та габариту найближчої муфти НКТ, що має круглий кабель.

Така муфта зазвичай розташована за 10-20 м від агрегату і разом з останнім представляє досить жорстку систему. Якщо розмір цього перерізу перевищує допустимий, то труби замінюються на менший розмір на довжині 40-50 м. Таким чином, зменшується жорсткість цієї системи (НКТ - занурювальний агрегат) без істотного збільшення втрат напору в трубах.

Останній переріз – діаметральний переріз самого агрегату (Da) без муфти, труб та круглого кабелю.

Якщо габарити обладнання неприйнятні у першому та останньому перерізах, необхідно змінити розмір кабелю, НКТ, насоса чи двигуна. При цьому перевіряються розрахунком та відповідні етапи вибору вузлів установки, зазначені у попередніх розділах.

4 Перевірка параметрів трансформатора та станції керування

Трансформатор перевіряється на можливість підняти напругу струму до суми напруги, необхідного двигуном, та зниження напруги в кабелі у робочому режимі двигуна. Крім того, перевіряється потужність трансформатора.

Зниження напруги в кабелі визначається залежно, але з урахуванням робочої, а чи не пусковий сили струму. Потужність перевіряється порівнянням потужності трансформатора (в кВт·А) та потужності, яку необхідно ввести в свердловину (в кВ·А).

При виборі станції управління необхідно враховувати тип трансформатора, силу струму, що подається на двигун та деякі інші умови.

ККД поверхневого обладнання для розрахунків можна приймати приблизно 0,98.

Розділ 3. Техніка безпеки

1 Охорона праці при експлуатації установок свердловинних відцентрових насосів

При монтажі та експлуатації установок ЕЦН повинні суворо дотримуватися правил безпеки в нафтовій промисловості, правил будови, правил технічної експлуатації та правил техніки безпеки при експлуатації електроустановок споживачами. Крім того, практично у всіх нафтових компаніях розроблено або Стандарти підприємства, або Регламенти на проведення основних робіт із установками ЕЦН.

Усі роботи з електрообладнанням установки провадиться двома працівниками, причому один з них повинен мати кваліфікацію електрика не нижче 3 групи.

Увімкнення та вимкнення установки натисканням кнопки або поворотом вимикача, розташованої на зовнішній стороні дверей станції керування, виконуються персоналом, що має кваліфікацію не нижче 1 групи та пройшов спеціальний інструктаж.

Устаткування установки ЕЦН монтується згідно з посібником з експлуатації.

Кабель від станції управління до гирла свердловини прокладається на металевих стійках на висоті від землі 0,5 м. Цей кабель повинен мати на своїй довжині відкрите з'єднання з тим, що газ зі свердловини не міг проходити по кабелю (наприклад, по скручуванні дротів у жилі) у приміщенні станції керування. Для цього робиться металева коробка, в якій розміщено з'єднання жил кабелю, що унеможливлює переміщення газу до станції управління.

Все наземне обладнання надійно заземлюється.

Опір контуру заземлення має бути не більше 4 Ом.

При спуско-підйомних роботах швидкість руху труб з кабелем не повинна перевищувати 0,25 м/с. Для намотування та змотування кабелю з барабана використовуються установки КПК з дистанційним керуванням приводом механізованого барабана.

При роботах з навантаження та розвантаження обладнання установок ЕЦН з транспортних засобів необхідно дотримуватись правил безпеки при такелажних роботах. Зокрема, не можна бути на шляху кабельного барабана, що спускається лебідкою з укосів машини чи саней. Не можна перебувати і позаду нього. Всі навантажувальні та розвантажувальні пристрої повинні піддаватися переодичним випробуванням і не рідше ніж раз на 3 місяці оглядатися та регулюватися.

На транспортувальному агрегаті всі частини установки ЕЦН мають бути надійно закріплені. Насоси, гідрозахист та електродвигун закріплюються скобами та гвинтами, трансформатор, станція управління – ланцюгами, а барабан – за свою вісь чотирма гвинтовими розтяжками.

Висновок

При видобутку нафти на родовищах, у процесі експлуатації свердловин, безперервно збирається інформація, що використовується у контролі над розробкою, вона обробляється, аналізується та використовується для розробки геолого-технічних заходів.

Підбором УЕЦН зазвичай називають вибір таких типорозмірів насоса, занурювального електродвигуна з протектором, електрокабеля, автотрансформатора або трансформатора, діаметра НКТ і глибини спуску насоса в свердловину, поєднання яких на режимі забезпечує заданий відбір рідини при найменших витратах.

Головним напрямом ГТМ є збільшення продуктивності видобувних свердловин та оптимізацію їх режимів. У цьому випадку необхідно робити оптимальний підбір основного підземного обладнання. Оптимальний підбір означає таку відповідність характеристик свердловини та підземного обладнання, при якому витрати електроенергії на підйом свердловинної рідини до гирла зведені до мінімуму.

Для якісного підбору обладнання та визначення режиму роботи свердловини необхідно:

проводити очищення вибою при кожному ТРС;

використовувати перевірені результати гідродинамічних досліджень свердловин;

застосовувати сучасні установки та технології із вилучення запасів вуглеводневої сировини:

ретельно вивчати дані з геофізичних досліджень свердловин з метою точного визначення залягання продуктивних пластів.

Список використаних джерел

1. Івановський В.М., Дарищев В.І., Сабіров А.А., Каштанов В.С., Пекін С.С. Свердловинні насосні установки для видобутку нафти. - М: ГУП Вид-во "Нафта та газ" РГУ нафти та газу ім. І.М. Губкіна, 2002. – 824 с.

Міщенко І.Т. Видобуток нафти: Навчальний посібник для вузів. - М: ФГУП Вид-во "Нафта та газ" РГУ нафти та газу ім. І.М. Губкіна, 2003. – 816 с.

Івановський В.М., Дарищев В.І., Каштанов В.С. та ін Устаткування для видобутку нафти та газу. Частина 1. М.: Нафта та газ, 2002. - 768 с.

Андрєєв В.В., Уразаков К.Р., Далімов В.У. Довідник з видобутку нафти. М: ТОВ "Надра - Бізнесцентр", 2000. - 374 с.

5. Довідник з видобутку нафти/В.В. Андрєєв, К.Р. Уразаков, У. Далімов та ін; За ред. К.Р. Уразакова. 2000. – 374 с.: Іл.

Нафтопромислове обладнання: Довідник / За ред. І. Бухаленка. 2-ге вид., перераб. та дод. - М., Надра, 1990.

Backup_of_str-1-1_2.9Структура готова1.cdr Backup_of_str-1-1_2.9СТРУКТУРА ГОТОВА.cdr Backup_of__Графік розробки друк.cdr Backup_of_тек_нефтенас_3_34.cdr _Графік розробки друк.cdr ВІДБОРИ5 готовий отл.cdr ПЛ ДГОТОВ. профіль.cdr Тек.Н.Тріс..cdr УЕЦН.bak Еф.н.т.Ю1-1.cdr Thumbs.db Насосик_ЭЦН.frw СПЕЦ1.cdw СПЕЦ2.cdw СПЕЦ3.cdw

3.Технічна частина

3.1. Устаткування для експлуатації нафтових свердловин занурюваними безштанговими насосами.

Установки занурювальних відцентрових насосів у модульному виконанні УЕЦНМ та УЕЦНМК призначені для відкачування з нафтових свердловин, у тому числі й похилих пластової рідини, що містить нафту, воду та газ, механічні домішки. Установки мають два виконання: звичайні та корозійностійкі. Приклад умовного позначення установки при замовленні: УЕЦНМ5 - 125 - 1200 ВКО2 ТУ - 26 - 06 - 1486 - 87, при листуванні та в технічній документації вказується: УЕЦНМ5 - 125 - 1200 ТУ26 - 06 - 8, де Е - привід від занурювального двигуна, Н - насос, М-модульний, 5 - група насоса, 125 - подача м3/сут, 1200 - напір, ВК - варіант комплектації, 02 - порядковий номер варіанта комплектації за ТУ.

Для установок (УЕЦНМ та У) корозійно-стійкого виконання перед позначенням групи насоса додається буква «К».

Установки УЕЦНМ та УЕЦНМК складаються з занурювального агрегату, кабелю, у зборі наземного електроустаткування - трансформаторної комплексної підстанції (індивідуальної КТППН або кущової КТППНКС).

Насосний агрегат, що складається з занурювального відцентрового насоса і двигуна (Електронагрівач з гідрозахистом), спускається в свердловину на колоні НКТ.

Насосний агрегат відкачує пластову рідину зі свердловини та подає її на поверхню по колоні НКТ.

Кабель, що забезпечує підведення електроенергії до електродвигуна, кріпиться до гідрозахисту. Насосу та НКТ металевими поясами.

Комплексна трансформаційна підстанція перетворює напругу на затискачах електродвигуна з урахуванням втрат напруги в кабелі та забезпечує керування роботою насосного агрегату, встановлення та її захист при аномальних режимах.

Насос-занурювальний, відцентровий, модульний. Зворотний клапан призначений для запобігання зворотному обертанню ротора насоса під впливом стовпа рідини в НКТ при зупинках та полегшення тим самим повторного запуску насосного агрегату. Зворотний клапан увімкнений в модуль-головку насоса, а спускний в корпус зворотного клапана. Спускний клапан служить для зливу рідини з НКТ порожнини при підйомі насосного агрегату зі свердловини.

Для очищення пластової рідини, що містить понад 25-35% (за обсягом) вільного газу, у приймальній сітки вхідного модуля до насоса підключають насосний модуль-газосепоратор.

Двигун асинхронний, занурювальний, трифазний, короткозамкнений, двополюсний, маслонаповнений.

При цьому установки повинні комплектуватися пристроєм комплектним ШГС 5805-49ТЗУ.

З'єднання кабелю у зборі з електродвигуном здійснюється за допомогою муфти кабельного введення. Обладнання гирла свердловини забезпечує підвіску колони НКТ з насосним агрегатом та кабелем у зборі на фланці обсадної колони, герметизацію затрубного простору, відведення пластової рідини у викидний трубопровід. Занурювальний відцентровий модульний насос-багатоступінчастий, вертикального виконання. Насос випускають у двох виконаннях: звичайному ЕЦНМ та корозійностійкому ЕЦНМК. Насос складається з вхідного модуля, модуля секції, модуля головки, зворотного та спускного клапанів.

Допускається зменшення числа модулів-секцій у насосі за відповідного укомплектованого занурювального агрегату. Двигуном необхідної потужності. Для відкачування пластової рідини, що містить біля стінки вхідного модуля насоса понад 25 % (за обсягом) вільного газу, до насоса слід приєднувати насосний модуль-газосепоратор. Газосепоратор встановлюється між вхідним модулем та модулем секцією. З'єднання модулів між собою, модуля-секції та вхідного модуля з двигуном-фланцове. З'єднання ущільнюються гумовими кільцями. З'єднання валів модулів-секцій між собою, модуля-секції з валом вхідного модуля з валом гідрозахисту двигуна здійснюється шліцевими муфтами.

З'єднання валів газосепоратора, модуля-секції та вхідного модуля між собою через шліцеві муфти.

Робочі колеса та направляючі апарати насосів звичайного виконання виготовляють із модифікованого сірого чавуну, у корозійностійких - із модифікованого 4Н16Д72ХШ.

Робочі колеса насосів звичайного виконання можна виготовляти з радіоуповноваженого поліаміду. Модуль головки складається з корпусу, з одного боку якого є внутрішнє конічне різьблення для приєднання зворотного клапана (насосно-копресорної трубки) з іншого боку фланець для приєднання до модуля-секцій двох ребер і гумового кільця. Ребра прикріплені до корпусу модуля головки болтом із чайною та пружиною шайбою. Гумова кільце герметизує з'єднання модуля головки з модулем-секцією.

Модуль-секція складається з корпусу, валу, пакету ступнів робочих коліс та направляючих апаратів, верхнього підшибника, верхньої осьової опори, головки, основи, двох ребер та гумових кілець.

Число ступнів у модуль-секціях зазначено в таблиці.

Ребра призначені для захисту плоского кабелю з муфтою від механічних пошкоджень об стінку обсадної колони при спуску та підйомі насосного агрегату. Ребра прикріплені до основи модуля-секції болтом із гайкою та пружинною шайбою.

ПРУЖИННІ ЕЛЕКТРОДВИГУНИ (ПЕД)

Занурювальні двигуни складаються з ел.двигуна та гідрозахисту. Двигуни трифазні, асинхронні, короткозамкнуті, двополюсні, занурювальні, уніфікованої серії ПЕД в нормальному і корозійностійкому виконанні, кліматичного виконання, категорії 45, працюють від мережі змінного струму частотою 50Гц і використовуються в якості приводу занурювальних рідин нафтових свердловин. Двигуни призначені для роботи в середовищі пластової рідини (суміш нафти та води у будь-яких пропорціях з температурою 110С).

ГІДРОЗАХИСТ НАВАНТАЖУВАЛЬНИХ ЕЛ.ДВИГУНІВ.

Гідрозахист призначений для запобігання пластовій рідині у внутрішню порожнину ел.двигуна, компенсації змін об'єму масла у внутрішній порожнині від температури ел.двигуна та передачі крутного моменту від валу ел.двигуна та до валу насоса. Розроблено 2 варіанти конструкцій гідрозахисту для двигунів уніфікованої серії; відкритого типу - П

92, ПК92, П114, ПК114, та закритого типу - П92Д, ПК92Д, (з діофрагмою) П11Д, ПК114Д;

ПРИСТРОЇ КОМПЛЕКТНІ СЕРІЇ ШГС5805.

Пристрої призначені для керування та захисту занурювальних електронасосів видобутку нафти з двигуном серії ПЕД (у тому числі з вбудованою теромаманометричною системою) за ГОСТ18058 – 80 потужністю 14-100кВт та напругою до 2300В змінного струму.

КАБЕЛЬ

Для підведення електрики до двигуна установки застосовується кабельна лінія, що складається з основного кабелю і зрощеного з ним подовжувача з муфтою кабельного введення, що забезпечує герметичне приєднання кабельної лінії до електродвигуна.

Залежно від призначення в кабельну лінію можуть входити як основний кабель - круглі кабелі марок КПБК; КТЕБК; КТфСБК; або плоскі марки КПБП; КТЕБ; КФСБ;

Як подовжувач плоскі кабелі марок КПБП і КФСБ.

Муфта кабельного введення круглого типу: Кабелі марок КПБК та КПБП із поліетиленовою ізоляцією призначені для експлуатації при температурі навколишнього середовища до + 90С.
Робочі характеристики ЕЦН звичайного виконання
Таблиця №18

Типорозмір установки	Подача: м3/добу	Натиск: м
УЕЦН5 – 40-1400	25-70	1425-1015
УЕЦН5-40-1750	25-70	1850-1340
УЕЦН5-80-1200	60-115	1285-715
УЕЦН5-80-1800	60-115	1905-1030
УЕЦН5-130-1200	100-155	1330-870
УЕЦН5-130-1700	100-155	1940-1300
УЕЦН5-200-800	145-250	960-545
УЕЦН5-200-1350	145-250	1480-850
УЕЦН5А-160-1400	125-505	1560-1040
УЕЦН5А-160-1750	125-505	1915-1290
УЕЦН5А-250-1000	190-330	1160-610
УЕЦН5А-250-1750	195-330	1880-1200
УЕЦН5А-360-850	290-430	950-680
УЕЦН5А-360-1400	290-430	1610-115
УЕЦН5А-500-800	420-580	850-700
УЕЦН5А-500-1000	420-580	1160-895
УЕЦН6-250-1050	200-330	1100-820
УЕЦН6-250-1400	200-300	1590-1040
УЕЦН6-350-1100	280-440	1280-700
УЕЦН6-500-750	350-680	915-455
УЕЦН6-500-1000	350-680	1350-600
УЕЦН6-700-800	550-900	870-550

Робочі характеристики ЕЦН модульного виконання

Таблиця №19

Типорозмір установки	Подача: м3/добу	Натиск: м
УЕЦНМ-50-1550	25-70	1610-1155
УЕЦНМ-80-1050	60-115	1290-675
УЕЦНМ-80-1550	60-115	1640-855
УЕЦНМ-80-2000	60-115	2035-1060
УЕЦНМ5-125-1200	105-165	1305-525
УЕЦНМ5-125-1500	105-165	1650-660
УЕЦНМ5 – 200-800	150-265	970-455
УЕЦНМ5-200-1100	150-265	1320-625
УЕЦНМ5А-160-1050	125-205	1210-715
УЕЦНМ5А-250-1300	125-340	1475-775
УЕЦНМ5А-250-1400	125-340	1575-825
УЕЦНМ5А-400-950	300-440	1180-826
УЕЦНМ5А-400-1200	300-440	1450-1015
УЕЦНМ5А-500-800	430-570	845-765
УЕЦНМ5А-500-1000	430-570	1035-935
УЕЦНМ6-250-1250	200-340	1335-810
УЕЦНМ6-320-1400	280-440	1505-775
УЕЦНМ6-500-1050	380-650	1215-560
УЕЦНМ6-500-1400	380-650	1625-800

3.2 Робоча характеристика електрозанурювального насоса (ЕЦН).

Усі типи насосів мають паспортну робочу характеристику як кривих залежностей Н(Q) (напір, подача); n (Q)

(К.п.д. подача); N(Q) (споживана потужність, подача).

Зазвичай ці залежності даються в діапазоні робочих значень витрат або дещо більшому інтервалі.

Будь-який відцентровий насос, у тому числі і УЕЦН може працювати на закритій викидній засувці (т. А: Q = 0). Н=Н мах без протитиску на викиді (т.ВQ=Q max: Н=0).

Оскільки корисна робота насоса пропорційна добутку подачі на напір, то для цих 2-х крайніх режимах корисна робота дорівнюватиме 0, а отже і к.п.д. = 0.

При певному співвідношенні Q та H, мінімальними внутрішніми втратами, к.п.д. досягає максимального значення, що дорівнює приблизно 0,5-0,6.

Зазвичай насоси з малою подачею і малим діаметром робочих коліс, а також з великою кількістю ступнів мають знижений к.п.д. Подача н напір, що відповідає максимальному к.п.д., називається оптимальним режимом роботи насоса. Залежність n (Q) біля свого максимуму зменшується плавно, тому допустимо робота УЕЦН при режимах, що відхиляються в той чи інший бік оптимального. Межі цих відхилень залежать від конкретної характеристики УЕЦН та повинні відповідати зниженню к.п.д. на 3-5%. Це зумовлює цілу область можливих режимів, яка називається рекомендованою областю.

Підбір насоса до свердловини зводиться до вибору такого типорозміру до УЕЦН, щоб він працював за умов оптимального режиму або рекомендованого при відкачуванні заданого дебіту з даної глибини. Насоси, що випускаються в даний час, розраховані на номінальні витрати від 40 (ЕЦН 5-40-950) до 500м3/добу (ЕЦН 6-50-750) і напору від 450м (ЕЦН6-500-450) до 1500м (ЕЦН6-10) ). Крім того є насоси спеціального призначення, наприклад для закачування води в пласти. Ці насоси мають подачу до 3000 м3/добу і напір до 1200м. Напір який може подолати насос прямопропорційний числу ступнів, залежить від розміру робочого колеса. радіальних габоритів насоса.

При зовнішньому діаметрі корпусу насоса 92 мм середній напір, що розвивається одним щаблем при роботі на воді - 3,86 м, коливання від 3,69 до 4,2 м.

При зовнішньому діаметрі 114 мм середній тиск 5,76 м при коливаннях від 5,03 м до 6,84 м.
3.3 Технічні умови експлуатації УЕЦН в модульному виконанні

Максимальна щільність водонафтової суміші – 1400кг/м3
Кінематична в'язкість - 1мм2/сек
Водневий показник РН – 6,0 – 8,5
Максимальна масова кількість (концентрація) твердих частинок – 0,01% (0,1г/л)
Обводненість відкачування рідини трохи більше 99%.
Максимальний вміст вільного газу на прийомі насоса з газосепаратором – 25% – 50%.
Вміст сірководню H2S – 0.01 г/л.
Температура рідини, що відкачується, не більше 90С.
Для антикорозійного виконання УЕЦНМ вміст сірководню H2S – 125 г/л.
Гарантійне напрацювання УЕЦН до ремонту - 830 діб. Термін до списання – 5,5 років.

Таблиця №20

Встановлення	Насос	Модуль насосного газосепаратора	Двигун
УЕЦНМ5-50-1300	ЕЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЕД432-103В5
УЕЦНМ5-50-1300	ЕЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЕД4К32-103В5
УЕЦНМ5-50-1550	ЕЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЕД432-103В5
УЕЦНМ5-50-1550	ЕЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЕД4К32-103В5
УЕЦНМ5-50-1700	ЕЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЕД432-103В5
УЕЦНМ5-50-1700	ЕЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЕД4К32-103В5
УЕЦНМ5-80-1200	ЕЦНМ5-80-1200	1МНГ - 5	ПЕД4К32-103В5
УЕЦНМ5-80-1550	ЕЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЕД432-103В5
УЕЦНМ5-80-1550	ЕЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЕД4К32103В5
УЕЦНМ5-80-1800	ЕЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЕД445-103В5
УЕЦНМ5-80-1800	ЕЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЕД4К45-103В5
УЕЦНМ5-125-1200	ЕЦНМ5125-1200	1МНГ - 5	ПЕД445-103В5
УЕЦНМ5-125-1200	ЕЦНМ5-125-1200	1МНГ - 5	ПЕД4К45-103В5
УЕЦНМ5-125-1300	ЕЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЕД445-103В5
УЕЦНМ5-125-1300	ЕЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЕД4К45-103В5
УЕЦНМ5-125-1800	ЕЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЕД4С63-103В5
УЕЦНМ5-125-1800	ЕЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЕД4СК63-103В5
УЕЦНМ5-200-1400	ЕЦНМ5-200-1400	1МНГ - 5	ПЕД4С90-103В5
УЕЦНМ5-200-800	ЕЦНМ5-200-800	1МНГ - 5	ПЕД445-103В5
УЕЦНМ5А-160-1450	ЕЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЕД4С63-103В5
УЕЦНМ5А-160-1450	ЕЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЕД4СК63-103В5
УЕЦНМ5А-160-1750	ЕЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЕД4С90-117В5
УЕЦНМ5А-160-1750	ЕЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЕД4СК90-117В5
УЕЦНМ5А-160-1750	ЕЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЕД463-117В5
УЕЦНМ5А-250-1000	ЕЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЕД4К63-117В5
УЕЦНМ5А-250-1000	ЕЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЕДУС90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1400	ЕЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1400	ЕЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1700	ЕЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1700	ЕЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1800	ЕЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-250-1800	ЕЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-400-950	ЕЦНМК5А-400-950	1МНГ - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А-400-950	ЕЦНМК5А-400-950	1МНГК - 5А	ПЕДУСК90-117В5
УЕЦНМ5А400-1250	ЕЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЕДУС125-117В5
УЕЦНМ5А-400-1250	ЕЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЕДУС125-117В5
УЕЦНМ5А-500-800	ЕЦНМК5А-500-800	1МНГ - 5А	ПЕДУС125-117В5
УЕЦНМ5А-500-800	ЕЦНМК5А-500-800	1МНГК - 5А	ПЕДУСЬК125-117В5
УЕЦНМ5А -500-1000	ЕЦНМ5А - 500-1000	МНГ-5А	ПЕДУСЬК125-117В5
УЕЦНМК5А-500-1000	ЕЦНМК5А – 500-1000	МНГК-5А	ПЕДУСЬК125-117В5
УЕЦНМ6-250-1050	ЕЦНМ6-250-1050	МНГ -6	ПЕДУ90 -123В5
УЕЦНМК6-250-1050	ЕЦНМ6-250-1050	МНГК-6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМ6-250-1400	ЕЦНМ6-250-1400	1МНГ - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМК6-250-1400	ЕЦНМ6-250-1400	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМ6-250-1600	ЕЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМК6-250-1600	ЕЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМ6-320-1100	ЕЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМК6-320-1100	ЕЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМ6-500-750	ЕЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМК6-500-750	ЕЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЕДУК90-123В5
УЕЦНМ6-500-1050	ЕЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЕДУС125-117В5
УЕЦНМК6-500-1050	ЕЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК125-117В5
УЕЦНМ6-800-1000	ЕЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЕДУС180*-130В5
УЕЦНМК6-800-1000	ЕЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЕДУСК180-130В5
УЕЦНМ6-1000-900	ЕЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЕДУС250-130В5
УЕЦНМК6-1000-900	ЕЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК250-130В5
УЕЦНМ6-1000-1000	ЕЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК250-130В5
УЕЦНМК6-1000-1000	ЕЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК250-130В5
УЕЦНМ6-1250-800	ЕЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК250-130В5
УЕЦНМК61250-800	ЕЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК250-130В5
УЕЦНМ61250-900	ЕЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЕДУС360-130В5
УЕЦНМК6-1250-900	ЕЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЕДУСЬК360-130В5

Група встановлення

Поперечний розмір установки, мм

Внутрішній діаметр експлуатаційної

Ця методика призначена для проведення оперативних розрахунків технологічних параметрів свердловин, обладнаних ЕЦН, точність проміжних і кінцевих розрахункових величин знаходяться в межах допустимих значень для промислових умов.

У методиці використовують математичні залежності для параметрів водонафтогазових сумішей, отримані вітчизняними та зарубіжними дослідженнями. Кінцева мета в даній методиці - визначення точки перетину робочих характеристик насоса, що вибирається, з умовною характеристикою свердловини, тобто. знаходження умови спільної роботи свердловини та насоса.

У методиці проводиться облік впливу в'язкості водонафтової суміші на паспортні (на воді) характеристики. Методика представлена як алгоритму, тобто. у ній дається послідовність розрахункових операцій отримання основних технологічних параметрів свердловини насоса.

Коефіцієнт, що враховує подовження стовбура свердловини

до = 1-Lд/Нс

Lд - подовження стовбура свердловини в м.

Нс - глибина свердловини по вертикалі, довжина стовбура для не кривленої свердловини, м. с.

Щільність нафти у затрубному просторі

н.з.= н пов + 1,03 х  н. Пл./2,085; кг/м3

Дана формула за результатами промислових досліджень переважно для умови Рпр  Рнас. Може бути використаний для умови Рпр< Рнас в пределах не более 10% по объему. При  = 0. Рпр = Рнас.

Рпр - тиск на прийомі насоса, Мпа

Рнас - тиск насичення, Мпа

пргазоутримання на прийомі насоса % об'єм.

3.Щільність водонафтової суміші кг/м3

см = н. пл. (1-n/100) +в х n/100

н.пл. - Щільність пластової нафти, кг/м

в - щільність води, що добувається, кг/м3

N - обводненість нафти, що видобувається, %

Коефіцієнт, що враховує збільшення обсягу водонафтової суміші, що надходить прийому насоса.

(Ксм >1),

Де Впл – об'ємний коефіцієнт пластової нафти (Впл > 1)
5.В'язкість водонафтової суміші, що надходить до прийому насоса (при n = 60%)

Де Мн. пл - в'язкість пластової нафти, МПа х с

Якщо Мсм< 5 МПа х с или n >60%, то поправочні коефіцієнти Кд = 1; Кн = 0,99;

6.Поправочний коефіцієнт на подачу насоса (коефіцієнт зменшення подачі)

Кд = 1 - 0,0162 ( см – 5) 0,544

Поправочний коефіцієнт на тиск (коефіцієнт зменшення тиску).

Кн = 0,99 – 0,0128 (см – 5) 0,5653

Наведений статичний рівень у свердловині, що працює на режимі (ЕЦН або ШГН) перед переведенням її на оптимальний режим: м

Нст = (Нп.н - Нд) х,
НПН - глибина підвіски насоса: м

Нд - динамічний рівень: м

Рпл - пластовий тиск: МПа

Рзатр - затрубний тиск: МПа

Р буф - тиск на буфері: Мпа

Примітка: Для свердловин, що переводяться на ЕЦН із фонтанного способу, після кап. ремонту та відразу після буріння у формулі 8 приймається Нп. н = Нс.; Нд = 0

Коефіцієнт, що наближає умовну характеристику свердловини до робочої області насоса за напором м 6 /сут 2

, де

S1, S3 - чисельні значення коефіцієнтів визначальних рівняння робочої частини, характеристики попередньо вибраного типорозміру насоса.

S1 – [м], S3 – [доб.кв/м.куб]

Величина, обернена коефіцієнту продуктивності свердловини (Кпр), що характеризує масову витрату водонафтової суміші, що надходить до прийому насоса; добу/м2 МПа.

Коефіцієнт, що наближає умовну характеристику свердловин до робочої області насоса на подачі м3/добу

В = (S2 - Кпр

) х Кд/2,2 х Ксм х S3;
S 2 - чисельний коефіцієнт робочої частини характеристики попередньо вибраного типорозміру насоса (сут/м2)

Проектний оптимальний відбір рідини зі свердловини в поверхневих умовах м3/сут qж = В +  А + В 2;

Примітка: формула п.12 отримана з умови спільного рішення рівня припливу рідини до вибою свердловини та рівняння робочої області характеристики занурювального відцентрового насоса:

Підставляючи рівняння (б) вираз для g ж (а) і виробляючи деякі перетворення, отримаємо вираз для g ж (п.12)

Проектний вибійний тиск у свердловині Мпа

Рзаб = Рпл - qж / Кпр;

Динамічний рівень при освоєнні свердловини на рідині в глушіння; м

Де рж.гл – це густина рідини глушіння, кг/м3

Глибина підвіски насоса: м

,
РНАС - тиск насичення, МПА

Проектний робочий динамічний рівень у свердловині при встановленому режимі робіт; м

ВИХІДНІ ДАНІ, НЕОБХІДНІ ДЛЯ РОЗРАХУНКУ.

10. Рпл - пластовий тиск, Мпа

11. Рзатр - затрубний тиск, Мпа

12. Рбуф - буферний тиск, Мпа

Кпр - коефіцієнт продуктивності м3/сут Мпа

14. ж.гл щільність рідини глушіння; кг/м3

Розрахунок підбору УЕЦН по свердловині 1739
Вихідні дані для розрахунку:

Дебіт свердловини Q ж = 130 м 3 /сут
Обводненість n = 87%.
Глибина свердловини Н = 2808м.
Глибина підвіски насоса Н п.м. = 1710м.
Динамічний рівень Нд = 610 м.
Тиск у затрубному просторі Р затр = 0,8 МПа.
Щільність води, що видобувається  в = 1170кг/м3
Пластовий тиск Р пл = 25,6 МПа
L уд ствола = 27,2 м.
Щільність рідини глушіння  джгл = 1170 кг/м 3
Коефіцієнт продуктивності До пр = 1,62 м3/добу МПа

Проектований оптимальний відбір 130м 3 /сут

K д =1; K н =0,99.

7. Попередньо вибираємо насос ЕЦН5-125-1400

S1 = 642.37; S2 = 17,43; S3 = 0,096

А =

9.
10.
11.
12.
13.

Приймаємо Н пн = 1650м

15. Q см = Q жопт * До см = 120,1 * 1,014 = 121,8 м. 3 / Добу

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 робоча область по відбору рідини становить 90-160 м. 3 на добу. Таким чином, відбір, що проектується, 136,9 м. 3 /сут припустимо і насос працюватиме в оптимальних умовах.

^ Розрахунок підбору УЕЦН по свердловині 235
Вихідні дані для розрахунку:

Свердловина експлуатується установкою ЕЦН 5-80-1550

Проектований відбір 111,4 м. 3/добу

Дебіт свердловини Q ж = 90 м 3 /сут
Обводненість n = 91%.
Глибина свердловини Н = 2803м.
Глибина підвіски насоса Н п.м. = 1560м.
Динамічний рівень Нд = 780 м.
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони Д ек = 0,130м.
Тиск у затрубному просторі Р затр = 0,9 МПа.
Щільність нафти в поверхневих умовах н.пов = 840 кг/м 3
Щільність нафти в пластових умовах н.пл = 830 кг/м 3
Об'ємний коефіцієнт  = 1,108
Щільність води, що видобувається  в = 1160кг/м3
Тиск насичення Р нас = 6,23 МПа.
Пластовий тиск Р пл = 24,5 МПа
L уд ствола = 5,6 м.
Щільність рідини глушіння  жгл = 1200 кг/м 3
Коефіцієнт продуктивності До пр = 1,12 м3/добу МПа
В'язкість нафти в пластових умовах н = 1,83 МПа * с

K д =1; K н =0,99.

7. Попередньо вибираємо насос ЕЦН5-130-1400

S1 = 653.92; S2 = 18,72; S3=0,1

А =

9.
10.
11.
12.
13.

Приймаємо Н пн = 1300м

15. Q см = Q жопт * До см = 94,9 * 1,0097 = 95,8 м. 3 / Добу

Еквівалентна кількість води

Для насоса ЕЦН 5-130-1400 робоча область по відбору рідини
90-180 м. 3 / Добу. Таким чином, відбір, що проектується, 111,4 м. 3 /сут

Розрахунок підбору УЕЦН по свердловині 3351

Свердловина експлуатується насосами УЕЦН 5-125-1300

Вихідні дані для розрахунку:

Дебіт свердловини Qж = 97 м3/добу
Обводненість n = 50%.
Глибина свердловини Нс = 2798м.
Глибина підвіски насоса Нп. = 1460м.
Динамічний рівень Нд = 1260 м-коду.
Діаметр експлуатаційної колони Дек = 0,130м.
Тиск у затрубному просторі Рзатр = 3 МПа.
Щільність нафти в поверхневих умовах рн.пов = 840 кг/м3
Щільність нафти у пластових умовах р н.пл = 830 кг/м3
Об'ємний коефіцієнт вн = 1,108
Щільність води, що видобувається р в = 1170кг/м3
Тиск насичення Рнас = 6,23 МПа.
Пластовий тиск Рпл = 25,4 Мпа
Lуд ствола = 12,1 м.
Щільність рідини глушення р жгл = 1170 кг/м3
Коефіцієнт продуктивності Кпр = 1,3 м3/добу Мпа
В'язкість нафти у пластових умовах Мн = 1,83 Мпа х с

РОЗРАХУНОК
Проектований відбір 120м3/сут

9. Попередньо вибираємо насос ЕЦН5-125-1400

S1 = 642.37; S2 = 17,43; S3 = 0,096

10.
11.
12.
13
14.
15.

Приймаємо НПН = 1850м
16

17. Q см = Qжопт х Ксм = 127 х 1,054 = 134 м.куб/добу

Еквівалентна кількість води

Розрахунок підбору УЕЦН для свердловин 1713

Дебіт свердловини Q ж = 80 м 3 /сут
Обводненість H = 67%
Глибина свердловини H з = 2845 м.
Глибина підвіски насоса H п.н = 1750 м.
Динамічний рівень H д = 1080 м.
Діаметр експлуатаційної колони Д ек = 0,130 м.
Тиск у затрубному просторі P затр= 1,3 МПа
Щільність нафти поверхневих умов P н пов = 840 кг/м 3
Щільність нафти у пластових умовах P н пл = 830 кг/м 3
Об'ємний коефіцієнт У н 1,108.
Щільність води, що видобувається P в =1170 кг/см 3
Тиск насичення P нас=6,23 МПа
Пластовий тиск P пл=27,3 МПа
L уд ствола = 0,7 м.
Щільність рідини глушіння P ж гол = 1170 кг/м 3
Коефіцієнт продуктивності K пр = 0,27 м 3 /сутМПа
В'язкість у нафті у пластових умовах M н= 1,83 МПа. з

Розрахунок:

Проектований відбір 130 м 3 /сут

8.

S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096

10.
11.
12.
13
14.
15.

Приймаємо Н пн = 1500м

Еквівалентна кількість води

Для насоса ЕЦН 5-125-1400 робоча область по відбору рідини становить 90-160 м. куб/добу. Таким чином, проектований відбір 146,2 м. куб/добудопустимо і насос працюватиме в оптимальному режимі.
Розрахунок підбору УЕЦН для свердловин 3351

Розрахунок:

Проектований відбір 120 м 3 /сут

Попередньо вибираємо насос ЕЦН5-125-1400

S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096

Приймаємо Н пн = 1850м

Еквівалентна кількість води

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 робоча область по відбору рідини становить 90-160 м. куб/добу. Таким чином, проектований відбір 138,7 м. куб/добу допустимо і насос працюватиме в оптимальному режимі.
Розрахунок підбору УЕЦН для свердловин 1693

Розрахунок:

Проектований відбір 120 м 3 /сут

9. Для відбору рідини попередньо приймаємо насос ЕЦН5-125-1400

S 1 =653,92; S 2 =18,72; S 3 =0,1

Приймаємо Н пн = 1000м

Еквівалентна кількість води

Для насоса ЕЦН 5-130-1400 робоча область для відбору рідини становить 90-180 м. куб/добу. Таким чином, проектований відбір 135,6 м. куб/добудопустимо і насос працюватиме в оптимальному режимі.
Технологічний режим роботи нафтових свердловин пласта Т2 Курманаєвського родовища.

Nскв.Опт	М/р Пласт	Фонд	Спосіб	Q(жид)м3	Qнеф т/сут	Qводи т/добу
246д	Кур Т2	доб	ЕЦН50	50	3,4	53,4
102д	Док Т2	доб	ЕЦН50	60	32	14,6
106д	ДокТ2	доб	ЕЦН50	50	27,6	14,4
235д	КурТ2	доб	ЕЦН80	90	6,8	95
248д	КурТ2	доб	ЕЦН50	50	10,5	43,9
1607д	ДокТ2	доб	ЕЦН50	50	27,6	20,5
1608д	ДокТ2	доб	ЕЦН50	50	3,4	53,6
1614д	ДокТ2	доб	ЕЦН50	50	32	13,5
1615д	ДокТТ2	доб	ЕЦН50	50	38,3	7
1616д	ДокТ2	доб	ЕЦН50	40	3,4	50,6
1622д	ДокТ2	доб	ЕЦН20	15	3,2	15,2
1693д	КурТ2	доб	ЕЦН80	80	11,1	79,4
1713д	КурТ2	доб	ЕЦН80	80	22,1	62,7
1716д	КурТ2	доб	ЕЦН50	55	12,9	46,1
1733д	КурТ2	доб	ЕЦН20	25	2,5	25,7
1739д	КурТ2	доб	ЕЦН125	130	14,2	128,9
1741д	КурТ2	доб	ЕЦН50	55	9,7	51
3310д	КурТ2	доб	ЕЦН80	80	1,3	91,8
3351д	КурТ2	доб	ЕЦН80	55	17,6	39,8
19				1118	276

^ Висновки з технічної частини.

Пласт Т 2 знаходиться на завершальній стадії розробки.
Закачування води у пласт дозволяє підтримувати пластовий тиск для забезпечення проектних відборів рідини.
Фізико-хімічні властивості пласта Т-2 відповідають технічним вимогам експлуатації УЕЦН.
Існуючі типорозміри УЕЦН дозволяють проводити різні відбори по пласту Т-2.
Технологічний режим роботи свердловин складено з урахуванням проектних відборів рідини та оптимальної експлуатації обладнання УЕЦН.
УЕЦН у свердловинах пласта Т-2 експлуатуються в оптимальних режимах, проте ряд свердловин можна перевести на підвищений відбір рідини (скв. № 1693, 1713, 3310, 3351), зберігаючи оптимальну роботу занурювального обладнання.
Напрацювання УЕЦН за пластом Т-2 значно вищі, ніж у середньому за НГВУ «Бузулукнафта» - понад 400 діб при середніх 350 діб
Проведення геолого-технічних заходів на свердловинах пласта Т-2 разом із закачуванням води для ППД дозволяє уповільнити темп природного падіння видобутку нафти.
Оптимальні проектні відбори рідини по свердловинах дозволяють збільшити коефіцієнт нафтовіддачі пласта Т-2

Ідея даного методу полягає в побудові гідродинамічної (тобто напірної) характеристики свердловини Н скв = f(Q Ж) і накладення на цей графік реальних напірних (Q-H) характеристик занурювальних ЕЦН для відшукання дебіту свердловини по рідині (подачу ЕЦН), що визначається точкою їх перетину, і напір, що розвивається насос, рівний втратам напору в свердловині, підйомнику (колоні НКТ) і викидному трубопроводі від свердловини до замірної установки. В результаті цього в трубопроводі встановлюється така витрата рідини Q Ж (м 3 /сут), при якому напір, що розвивається насосом, дорівнює повним втратам напору в свердловині та трубопроводі. Тому рівняння балансу напорів має вигляд

Де Н скв - втрати напору при русі газорідинної суміші (ГЖС) по обсадній (експлуатаційній) колоні на ділянці «вибій свердловини - прийом насоса», по колоні НКТ на ділянці «викид насоса - гирло свердловини», по викидному трубопроводу на ділянці - групова замірна установка (ГЗП) куща свердловин», м; Н нас - напір, що розвивається занурювальним насосом, м; Q Ж - дебіт свердловини по рідині, що дорівнює подачі насоса, м 3 /сут. Напірну заводську характеристику насоса на воді (кількість ступенів n 0 = 100, t = 200 °С, p в = 1000 кг/м 3) можна апроксимувати квадратним рівнянням виду H Н = h - bQ 2 або H Н = h + aQ - bQ 2 ,

використовуючи значення у конкретних точках. Причому якщо насос включає не 100 ступенів, а n, то його нова напірна характеристика виражатиметься через стару так:

Напірну характеристику свердловини можна наступним чином:

де Н верт дин - динамічний рівень по вертикалі (різниця висотних позначок верхньої та нижньої точок), м; h TP - втрати на тертя по всьому шляху ГЖС від вибою до сепаратора, м; - середня щільність флюїду в інтервалі між насосом та гирлом свердловини, кг/м 3 ; h СЕП - втрати напору у сепараційній ємності, м; Н Ã - напір, що відповідає газліфтному ефекту, м; Р У – тиск на гирлі свердловини, Па.
Зробимо такі припущення:
1. Робота насоса визначається тиском у його приймальної сітки і часткою газу, що потрапляє в насос.
2. Реальні характеристики насосів можуть відрізнятися від паспортних (отриманих на воді з p = 1000 кг/м 3 і в'язкістю 1 мПа.с).
3. На ділянці від вибою до насоса вода та нафта розподілені рівномірно.
4. Ковзання нафти у воді на ділянці від вибою до гирла зневажливо мало.
5. Тиск насичення однаковий при статичних та динамічних режимах.
6. Процес виділення газу під час підйому через зниження тиску є ізотермічним.
7. Температура ЕЦН вбирається у допустиму робочу температуру;
З урахуванням цих припущень формулу (1) можна перетворити на такий вид:

Тут n – кількість щаблів насоса; - середня щільність ГЖС на інтервалі від вибою до приймальної сітки насоса, кг/м3; - гідравлічний опір НКТ та викидної лінії відповідно, з 2/м 5 ; - Глибина пласта по вертикалі, м; - пластовий тиск, Па; K ПР - Коефіцієнт продуктивності свердловини, м 3 /с.Па; - Тиск на гирлі свердловини, Па; PСЕП - тиск у сепараторі, Па; - щільність флюїду на гирлі свердловини, кг/м3; g=9,81- прискорення вільного падіння, м/с 2 .
Даний вираз дозволяє підібрати кількість ступенів насоса n таким чином, щоб дебіт опинився в робочій області (див. малюнок).

Зміна напору насоса шляхом зміни числа ступенів

Щоб розрахувати дебіт із виразу (2) необхідно вирішити його як квадратне рівняння. Крім того, за допомогою рівняння (2) можна порівняти способи апроксимації напору насоса, порівнюючи отримані відповіді при тому чи іншому способі.
Запропонований метод дозволяє узгодити характеристики насоса і свердловини і, отже, знайти оптимальну величину питомої енергії, що передається насосом ГЖС, що забезпечує оптимальну норму відбору свердловини рідини з обраної глибини спуску насоса.
ЛІТЕРАТУРА
1. Міщенко І. Т. Розрахунки у видобутку нафти. - М: Надра, 1989. - 245 с.

Як основу для підбору електровідцентрових насосних установок часто використовується універсальна методика підбору насосних установок, розроблена на кафедрі машин та обладнання нафтової та газової промисловості Російського державного університету нафти та газу імені І.М. Губкіна. Дані підбору обладнання УЕЦН проводяться за програмою "Автотехнолог" із використанням комп'ютерної техніки. Ця методика дозволяє використовувати існуючі на нафтових промислах бази даних по конструкції свердловин та інклінометрії, за пластовими даними, за наявністю обладнання на базах виробничого обслуговування та на складах. Уточнені алгоритми, зручний інтерфейс та наявність кількох "ноу-хау" призвели до того, що програма "Автотехнолог" зайняла домінуюче становище на нафтових промислах Російської Федерації.

Методика підбору насосних установок для видобутку нафти ґрунтується на знаннях законів фільтрації пластового флюїду в пласті та привибійній зоні пласта, на законах руху водогазонефтяної суміші по обсадній колоні свердловини та колоні НКТ, на залежностях гідродинаміки електроприводного занурювального насоса. Крім того, зокрема для електроприводних насосів, часто необхідно знати точні значення температури як рідини, що перекачується, так і елементів насосної установки, тому в методиці підбору важливе місце займають термодинамічні процеси взаємодії насоса, занурювального електродвигуна і токонесучого кабелю з відкачуваним багатокомпонентним пластовим флюїдом. якого змінюються в залежності від навколишніх умов.

Необхідно відзначити, що при будь-якому способі підбору свердловинної насосної установки є необхідність у деяких припущеннях і спрощеннях, що дозволяють створювати більш менш адекватні моделі роботи системи «пласт-свердловина-насосна установка».

У загальному випадку до таких вимушених припущень, які не ведуть до значних відхилень розрахункових результатів від реальних промислових даних, належать такі:

Процес фільтрації пластової рідини у привибійній зоні пласта під час процесу підбору обладнання є стаціонарним, з постійними значеннями тиску, обводненості, газового фактора, коефіцієнта продуктивності тощо;

Інклінограма свердловини є постійним у часі параметром.

При підборі з використанням комп'ютера значення сумарного перепаду тиску (ЛР) на розрахунковій ділянці обсадної колони або колони НКТ складається з кількох основних складових - втрат на тертя, втрат на подолання тяжкості сил, інерційна складова і робота газу.

Щільність газоводонафтової суміші розраховується з урахуванням ковзання газової фази по відношенню до нафтової та з урахуванням ковзання самої нафти щодо води. Облік ефекту відносної швидкості необхідний ділянці «вибій свердловини - прийом насоса» і бажаний дільниці «нагнітання насоса - гирло свердловини». При визначенні густини газоводонафтової суміші, особливо за умови Р< Р, враховуються термодинамічні залежності процесу розгазування та справжній газозміст, що залежить від структури потоку та впливу в'язкісних сил. Можливість розрахунку змін стану флюїду, що відкачується, з малим кроком по висоті стовпа (по глибині свердловини) забезпечує можливість знехтувати дросель-ефектом і підраховувати зміну температури на дільницях по лінійній залежності. Необхідно відзначити, що при підборі насосів за допомогою ЕОМ доцільним, а часто і необхідним, є точний термодинамічний розрахунок, що враховує теплотворну здатність занурювального обладнання, процеси теплообміну в занурювальному насосі, на зовнішніх поверхнях занурювального електродвигуна та кабелю, теплопередачу від потоку пластової рідини HKT та обсадної колони та теплообмін з навколишнім середовищем.

При програмному вирішенні задачі підбору електроприводних насосів напірні та потужнісні характеристики насосів та занурювальних електродвигунів представляються у вигляді залежностей H f(Q), як під час роботи на воді, так і для роботи на реальних рідинах.

Розрахунок основних даних потоку пластового флюїду в колоні НКТ і в обсадній колоні ведеться за однією і тією самою методикою, а сам розрахунок може бути зроблений як «згори донизу», тобто. використовуючи як початкові умови гирлові значення тиску, температури, дебіту нафти, води та газу, так і «знизу вгору». У цьому випадку початковими умовами стають пластові та забійні величини (тиск, температура, газовий фактор, в'язкість, щільність тощо).

Основна складність при створенні програм підбору свердловинного обладнання полягає в тому, що кожен новий підбір повинен бути попередній комплексними дослідженнями пласта та його привибійної зони, зони перфорації, вибою свердловини, обсадної колони, пластового флюїду. При використанні застарілих даних (давністю понад 3 - 6 місяців залежно від динамічності процесів розробки родовища та його властивостей) або усереднених даних по якомусь пласту чи родовищу ефект від машинного підбору різко знижується, а витрати на розробку складних всеосяжних програм підбору стають просто необґрунтованими.

1) По геофізичних, гідродинамічних і термодинамічних даних пласта і привибійної зони, а також за планованим (оптимальним або граничним залежно від задачі підбору) дебіту свердловини визначаються забійні величини - тиск, температура, обводненість і газоміст пластового флюїду.

2) За законами розгазування (зміни поточного тиску та тиску наспічення, температури, коефіцієнтів стисливості газу, нафти та води) потоку пластової рідини, а також за законами відносного руху окремих складових цього потоку колоною обсадних труб на ділянці «вибій свердловини - прийом насоса» визначається необхідна глибина спуску насоса, або, що практично теж тиск на прийомі насоса, що забезпечують нормальну роботу насосного агрегату. В якості одного з критеріїв визначення глибини підвіски насоса може бути вибраний тиск, при якому вільний вміст газу на прийомі насоса не перевищує певну величину. Іншим критерієм може бути максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі насоса,

У разі реального та задовольняючого споживача результату розрахунку необхідної глибини спуску насоса здійснюється перехід до п. 3 цієї методики.

Якщо результат розрахунку виявляється нереальним (наприклад - глибина спуску насоса виявляється більше глибини самої свердловини), розрахунок повторюється з п.1 при змінених вихідних даних, наприклад, при зменшенні запланованого дебіту, при збільшеному коефіцієнті продуктивності свердловини (після планованої обробки привибійної зони пласта) , при використанні спеціальних передключених пристроїв (газосепараторів, деемульгаторів) і т.д.

Розрахункова глибина підвіски насоса перевіряється на можливий вигин насосної установки, на кут відхилення осі свердловини від вертикалі, темп набору кривизни, після чого вибирається уточнена глибина підвіски.

3) За обраною глибиною підвіски, типорозміром обсадних і насосно-компресорних труб, а також за планованим дебітом, обводненістю, газовим фактором, в'язкістю і щільністю пластової рідини та гирловими умовами визначається потрібний напір насоса.

4) По запланованому дебіту і потрібному натиску вибираються насосні установки, чиї робочі показники лежать у безпосередній близькості від розрахункових величин дебіту і напору. Для обраних типорозмірів насосних установок проводиться перерахунок їх «водяних» робочих характеристик реальні дані пластової рідини - в'язкість, щільність, газосодержание.

5) За новою «нафтовою» характеристикою насоса вибирається кількість робочих ступенів, що задовольняють заданим параметрам - подачі та натиску. За перерахованими характеристиками визначається потужність насоса та вибирається приводний електродвигун, токонесучий кабель та наземне обладнання (трансформатор та станція управління).

6) По температурі пластової рідини на прийомі насоса, за потужністю, ККД та тепловіддачі насоса та занурювального електродвигуна визначається температура основних елементів насосної установки; обмотки електродвигуна, олії в гідрозахисті, струмоводу, струмопровідного кабелю і т.д. Після розрахунку температур у характерних точках уточнюється виконання кабелю по теплостійкості (будівельної довжини та подовжувача), а також виконання ПЕД, його обмотувального дроту, ізоляції та масла гідрозахисту.

Якщо розрахункова температура виявляється вищою, ніж гранично допустима для елементів насосних установок, що застосовуються в даному конкретному регіоні, або замовлення високотемпературних дорогих вузлів обладнання неможливе, розрахунок необхідно провести для інших насосних установок (зі зміненими характеристиками насоса і двигуна, наприклад з більш високими ККД, з великим зовнішнім діаметром двигуна тощо).

7) Після остаточного підбору за величинами подачі, напору, температури та габаритними розмірами проводиться перевірка можливості використання обраної установки для освоєння нафтової свердловини після буріння або підземного ремонту. При цьому в якості рідини, що відкачується, для розрахунку приймається важка рідина глушення або інша рідина (піна), яка використовується на даній свердловині. Розрахунок ведеться для змінених щільності і в'язкості, а також для інших залежностей тепловідведення від насоса і занурювального електродвигуна до рідини, що відкачується. У багатьох випадках при вказаному розрахунку визначається максимально можливе час безупинної роботи занурювального агрегату при освоєнні свердловини до досягнення критичної температури на обмотках статора занурювального двигуна

8) Після закінчення підбору, при необхідності перевіряється можливість роботи установки на пластовій рідині, що містить механічні домішки або корозійно-активні елементи. При неможливості замовлення даної конкретної свердловини спеціального виконання зносо- чи корозионостойкого насоса визначаються необхідні геолого-технічні та інженерні заходи, дозволяють знизити вплив небажаних чинників.

РГУ нафти та газу ім. І.М.Губкіна

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

Результати підбору електроприводних насосів

Родовище: Крапивинське

Свердловина: 1084

Загальні дані:

Розрахунок проводився для насосів типу:Центробіжні

з наступними можливими виконаннями: Стандартне

Запланований дебіт свердловини 100 куб.

Довжина зони перфорації 2200 м

Довжина підвіски насоса за 10% св. газу 1555 м

Коефіцієнт продуктивності 13.76 куб.м/МПа*сут.

Діаметр колони обсадної 150 мм

мін. діаметр НКТ 73 мм

Динамічний рівень 900 м

Глибина початку випадання АСПО 435 м

Температура випадання АСПО 21 °С

Температура прийому насоса 59.07 °С

Кількість хутро. домішок 0.8 мг/л

Пластовий тиск 22 МПа

Затрубний тиск 2.6 МПа

Буферний тиск 1.4 МПа

Тиск на вибої 14.73 МПа

Тиск прийому 8.71 МПа

Тиск насичення 15.9 МПа

Газовий фактор 200 куб.м/куб.

Обводненість 0.6 од.

Щільність нафти 827 кг/куб.

Щільність води 1034 кг/куб.

В'язкість нафти 0.0046 Па*с

Макс. кут відхилення від вертикалі 0 град.

Коефіцієнт зношування насоса 1 од.

Варіанти:

Варіант 1

Назва: AN900 REDA-790

Тип: Відцентровий

Температура на виході, ° С: 63.52

ККД,%: 41.09

Потужність, кВт: 20.29

Qприйома/Qопт.: 0.98

ККДприйому/ККДмакс.: 0.78

Виробник: REDA

Назва: REDA456-31

Потужність, кВт: 23

Виробник: REDA

Назва: КПБП (3x10 мм)

Потужність з урахуванням втрат, кВт: 26.3

Витрати потужності на нафту, кВт/год: 15.78

Вартість підйому т нафти, руб. 31.56

Варіант 2

Насос ______________________________________

Назва: ANM580 REDA-630

Тип: Відцентровий

Температура на виході, ° С: 64.38

ККД, %: 36.62

Потужність, кВт: 22.77

Qприйома/Qопт.: 1.17

ККДприйому/ККДмакс.: 0.69

Виробник: REDA

Двигун __________________________________

Назва: FME450-35

Потужність, кВт: 26

Виробник: CENTRIL

Кабель _____________________________________

Назва: КПБП (10 мм, 90 ° С)

Макс. робоча температура, ° С: 90

Економіка __________________________________

Потужність з урахуванням втрат, кВт: 28.86

Витрати потужності на нафту, кВт/год: 17.31

Вартість підйому т нафти, руб. 34.63

Варіант 3

Насос ______________________________________

Назва: REDA DN1000-750

Тип: Відцентровий

Температура на виході, ° С: 63.03

ККД,%: 44.47

Потужність, кВт: 18.75

Qприйома/Qопт.: 0.85

ККДприйому/ККДмакс.: 0.75

Виробник: REDA

Двигун __________________________________

Назва: ПЕД22-117

Потужність, кВт: 22

Виробник: АЛЬМЕТ

Кабель _____________________________________

Назва: КПБП (10 мм, 90 ° С)

Макс. робоча температура, ° С: 90

Економіка __________________________________

Потужність з урахуванням втрат, кВт: 23.48

Витрати потужності на т нафти, кВт/год: 14.09

Вартість підйому т нафти, руб. 28.17

Виходячи із запропонованих 3 варіантів ЕЦН необхідно вибрати варіант №3 з установкою REDA DN1000-750, так як у цієї установки максимальний ккд - 44,47%, і найменші витрати енергії на підйом 1 т нафти - 28,17 руб.

Добовий дебіт внаслідок проведення заходу, пов'язаного зі зміною УЕЦН у результаті робіт з оптимізації, збільшиться з 80 до 100 м 3 /добу з постійною обводненістю 60% при щільності нафти 827 кг/м 3 , тобто по нафті дебіт змінився з 26, 5 до 33 т/добу.

При підборі установок ЕЦН до нафтових свердловин, що здійснюється за допомогою «ручного» рахунку (калькулятор, програми в оболонці EXCEL, ACCESS), необхідно для скорочення часу введення даних та часу розрахунку використовувати деякі додаткові припущення та спрощення у методиці добору.

Основними серед цих припущень є:

1. Рівномірний розподіл дрібних бульбашок газу в рідкій фазі при тисках менших тиску насичення.

2. Рівномірний розподіл нафтової та водяної складових у стовпі рідини, що відкачується на ділянці «вибій свердловини - прийом насоса» при будь-яких величинах дебітів свердловини.

3. Нехтування «ковзанням» нафти у воді під час руху рідини по обсадній колоні та колоні НКТ.

4. Тотожність величин тисків насичення у статичних та динамічних режимах.

5. Процес руху рідини від вибою свердловини до прийому насоса, що супроводжується зниженням тиску та виділенням вільного газу, є ізотермічним.

6. Температура занурювального електродвигуна вважається такою, що не перевищує нормальну робочу температуру, якщо швидкість руху охолоджуючої рідини вздовж стінок ПЕД не менш рекомендована в технічних умовах на ПЕД або в Посібнику з експлуатації установок ЕЦН.

7. Втрати напору (тиску) при русі рідини від вибою свердловини до прийому насоса і від зони нагнітання насоса до гирла свердловини дуже малі в порівнянні з напором насоса.

Для проведення підбору УЕЦН необхідні такі вихідні дані:

1. Щільності, кг/м3:

Сепарованої нафти;

Гази в нормальних умовах.

2. В'язкості, м 2 /с (або Па · с):

3. Запланований дебіт свердловини, м3/добу.

4. Обводненість продукції пласта, частки одиниці.

5. Газовий фактор, м3/м3.

6. Об'ємний коефіцієнт нафти, од.

7. Глибина розташування шару (отворів перфорації), м.

8. Пластовий тиск та тиск насичення, МПа.

9. Пластова температура та температурний градієнт, °С, °С/м.

10. Коефіцієнт продуктивності, м3/МПа · добу.

11. Буферний тиск, МПа.

12. Геометричні розміри обсадної колони (зовнішній діаметр та товщина стінки), колони НКТ (зовнішній діаметр та товщина стінки), насоса та занурювального двигуна (зовнішній діаметр), мм.

Підбір установки ЕЦН ведеться у наступній послідовності;

1. Визначається щільність суміші на ділянці «вибій свердловини – прийом насоса» з урахуванням спрощень:

де ρ н-щільність сепарованої нафти, кг/м 3;

ρ в - густина пластової води,

ρ г - густина газу в стандартних умовах;

Г - поточний об'ємний газоміст;

b- обводненість пластової рідини,

2. Визначається вибійний тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:

де Рпл - пластовий тиск;

Q- заданий дебіт свердловини;

Допрод - коефіцієнтпродуктивності свердловини.

3. Визначається глибина розташування динамічного рівня при заданому дебіті рідини:

4. Визначається тиск на прийомі насоса, при якому газоутримання на вході в насос не перевищує гранично-допустимий для даного регіону та даного типу насоса (наприклад - Г = 0,15):

(при показнику ступеня залежно від розгазування пластової рідини m = 1,0).

де: Рнас – тиск насичення.

5. Визначається глибина підвіски насоса:

6. Визначається температура пластової рідини на прийомі насоса:

де Тпл - пластова температура; Gт – температурний градієнт.

7. Визначається об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос:

де У- Об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення; b- об'ємна обводненість продукції; Рпр – тиск на вході в насос; Рнас – тиск насичення.

8. Обчислюється дебіт рідини на вході в насос:

9. Визначається об'ємна кількість вільного газу на вході в насос:

де G- Газовий фактор.

10. Визначається газоутримання на вході в насос:

11. Обчислюється витрата газу на вході в насос:

12. Обчислюється наведена швидкість газу у перерізі обсадної колони на вході в насос:

де fСкв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса.

13. Визначається справжній газоутримання на вході в насос:

де Зп - швидкість спливання газових бульбашок, що залежить від обводненості продукції свердловини ( Зп = 0,02 см/с при b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Визначається робота газу на ділянці «вибої – прийом насоса»:

15. Визначається робота газу на ділянці «нагнітання насоса – гирло свердловини»:

де ;

Величини з індексом «буф» відносяться до перерізу гирла свердловини і є «буферним» тиском, газомістом і т.д.

16. Визначається потрібний тиск насоса:

де Lдин - глибина розташування динамічного рівня; Рбуф – буферний тиск; Pг1 – тиск роботи газу на ділянці «вибій – прийом насоса»; P г2 – тиск роботи газу на ділянці «нагнітання насоса – гирло свердловини».

17. За величиною подачі насоса на вході, необхідного тиску (напору насоса) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибирається типорозмір занурювального відцентрового насоса та визначаються величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (подача, напір, ККД, потужність) та в режимі подачі, рівної "0" (натиск, потужність).

18. Визначається коефіцієнт зміни подачі насоса під час роботи на нафтоводогазовій суміші щодо водяної характеристики:

де ν - ефективна в'язкість суміші;

Q oB – оптимальна подача насоса на воді.

19. Обчислюється коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в'язкості:

20. Обчислюється коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:

де fСкв - площа кільця, утвореного внутрішньою стінкою обсадної колони та корпусом насоса.

21. Визначається відносне подання рідини на вході в насос:

де QоВ – подача в оптимальному режимі за «водяною» характеристикою насоса.

22. Визначається відносна подача на вході до насоса у відповідній точці водяної характеристики насоса:

23. Обчислюється газоутримання на прийомі насоса з урахуванням газосепарації:

24. Визначається коефіцієнт зміни напору насоса через вплив в'язкості:

Номограма побудована для перерахунку характеристики насоса, отриманої при нагнітанні води, на характеристику при нагнітанні в'язкої однорідної рідини. На номограмі пунктиром вказані криві для перерахунку характеристики насоса працювати його з емульсією різної в'язкості. Пунктирні криві одержані В.П. Максимовим.

Обмеження застосування номограми за вмістом рідини газу для різних типорозмірів насосів неоднаково. Але можна сказати, що при газоутриманні 5 - 7% і менше у першому ступені насоса вплив газу на роботу насоса можна не враховувати і можна користуватися номограмою.

25. Визначається коефіцієнт зміни напору насоса з урахуванням впливу газу:

де .

26. Визначається напір насоса на воді за оптимального режиму:

Рис. 5.162. Номограма визначення коефіцієнтів перерахунку характеристики ЭЦН з урахуванням в'язкості рідини

27. Обчислюється необхідна кількість щаблів насоса:

де hст - натиск одного ступеня вибраного насоса.

Число Z округляється до більшого цілого значення і зрівнюється зі стандартним числом ступенів вибраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступенів виявляється більше, ніж зазначене в технічній документації на вибраний типорозмір насоса, необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з великим числом ступенів і повторимо, розрахунок, починаючи з п. 17

Якщо розрахункове число ступенів виявляється меншим, ніж зазначене в технічній характеристиці, але їхня різниця становить не більше 5 %, обраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число щаблів перевищує розрахункове на 10 %, необхідно рішення про розбирання насоса і вилучення зайвих щаблів. Іншим варіантом може бути рішення про застосування дроселя в гирловому устаткуванні.

Подальший розрахунок ведеться з п. 18 нових значень робочої характеристики.

28. Визначається ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу та режиму роботи:

де η оВ – максимальний ККД насоса на водяній характеристики.

29. Визначається потужність насоса:

30. Визначається потужність занурювального двигуна:

31. Перевірка насоса на можливість відбору важкої рідини.

У свердловинах з можливим фонтануванням або викидом рідини при зміні насоса свердловинного глушення здійснюється заливкою важкої рідини (води, води з обтяжувачами). При спуску нового насоса необхідно відкачати насосом цю «важку рідину» зі свердловини, щоб установка почала працювати оптимальному режимі при відборі нафти. При цьому спочатку необхідно перевірити потужність, яка споживається насосом у тому випадку, коли насос перекачує важку рідину. У формулу для визначення потужності вводиться щільність, що відповідає важкій рідині, що перекачується (для початкового періоду її відбору).

де ρ гл – щільність рідини глушення.

При цьому обчислюється напір насоса при освоєнні свердловини:

Величина Нгол порівнюється з натиском Нпаспортної водяної характеристики насоса.

Визначається потужність насоса при освоєнні свердловини:

Потужність, що споживається занурювальним електродвигуном при освоєнні свердловини:

32. Установка перевіряється на максимально допустиму температуру прийому насоса:

де [Т] - максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі занурювального насоса.

33. Установка перевіряється на тепловідведення за мінімально допустимою швидкістю охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки занурювального агрегату і зовнішньою поверхнею занурювального двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку рідини, що відкачується:

де F = 0,785 (D 2 – d 2) – площа кільцевого перерізу;

D- Внутрішній діаметр обсадної колони;

d- Зовнішній діаметр ПЕД.

Якщо швидкість потоку рідини, що відкачується Wвиявляється більше мінімально допустимої швидкості рідини, що відкачується [ W], тепловий режим занурювального двигуна вважається нормальним.

Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на Δ L= 10 - 100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п. 5. Розмір Δ Lзалежить від наявності часу та можливостей обчислювальної техніки розрахунка.

Після визначення глибини підвіски насосного агрегату за інклінограмою перевіряйся можливість встановлення насоса на вибраній глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки та максимального кута відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину та найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких потребує особливої обережності та малих швидкостей спуску при ПРС.

Для непрямого визначення надійності роботи занурювального електродвигуна рекомендується оцінити його температуру, оскільки перегрів двигуна суттєво знижує термін його роботи. Збільшення температури обмотки на 8 -10 °С вище рекомендованої заводом-виробником знижує термін служби ізоляції деяких видів у 2 рази. Рекомендують наступний перебіг розрахунку. Обчислюють втрати потужності двигуна при 130 °С:

, (5.1)

де b 2 , з 2 та d 2 - розрахункові коефіцієнти (див.); Nн і η д.н. - номінальні потужності та ККД електродвигуна відповідно. Перегрів двигуна визначають за формулою:

. (5.2)

де b 3 та з 3-конструктивні коефіцієнти.

У зв'язку з охолодженням втрати двигуна зменшуються, що враховується коефіцієнтом K t .

де b 5 - коефіцієнт (див. дод. 3).

Тоді втрати енергії у двигуні (Σ N) та його температура ( tдв) дорівнюватимуть:

(5.6)

Температура обмоток статора більшості двигунів не повинна перевищувати 130 °С. При невідповідності потужності обраного двигуна тієї, що рекомендується комплектувальною відомістю, вибирається двигун іншого типорозміру того самого габариту. У деяких випадках можливий вибір двигуна більшого габариту по діаметру, але при цьому необхідні перевірка поперечного габариту всього агрегату та зіставлення його з внутрішнім діаметром колони обсадної свердловини.

При виборі двигуна необхідно враховувати температуру навколишньої рідини та швидкість її потоку. Двигуни розраховані працювати у середовищі з температурою до 90 °З. В даний час лише один тип двигуна допускає підвищення температури до 140 ° С, подальше її підвищення знизить термін служби двигуна. Таке використання двигуна припустимо в особливих випадках. Зазвичай бажано знизити його навантаження зменшення перегріву обмотувальних проводів. Для кожного двигуна рекомендується своя мінімальна швидкість потоку, виходячи з умов його охолодження. Цю швидкість потрібно перевірити.

Схожі статті

Обговорюють:

Секрет успіху ручного масажу для вагітних:Масаж здається ідеальним засобом зняти напругу, набряки ніг і болі в...
Рецепти смачних та корисних супів для дітей до одного року Круп'яний суп для дитини до року:Харчування малюків до року ґрунтується на принципі поступового знайомства.
Простий і надійний металошукач своїми руками Металошукач на одній мікросхемі к561ла7:Нескладний металошукач схема Щас починається весна.
Чи можливе встановлення лічильника тепла в квартиру?:Наприкінці минулого року Мінбуд запропонував внести відповідні поправки до...