Подбор уэцн. Экспресс-методика подбора эцн к нефтедобывающей скважине. Исходные данные, необходимые для расчета

Подбор уэцн. Экспресс-методика подбора эцн к нефтедобывающей скважине. Исходные данные, необходимые для расчета

Определение глубины погружения насоса.

Высота подъема жидкости газом

Выбор электродвигателя

Определение габаритного диаметра агрегата.

Расчет ЭЦН.doc

3.6 Методика подбора ЭЦН к скважине

Определение глубины погружения насоса.

Высота подъема жидкости газом

Выбор электродвигателя

Определение габаритного диаметра агрегата.

Расчет ЭЦН.doc

3.6 Методика подбора ЭЦН к скважине

Лучшие статьи по теме

20.07.2020 Канализационные трубы

Расчет производится на основе методики подбора УЭЦН к скважине, предложенной в Методическом указании к курсовому проектированию для студентов специальности 130503. Данная методика предназначена для проведения оперативных расчётов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы данной категории скважин. Точность промежуточных и конечных расчётных величин находится в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, то есть нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учёт влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на воде, рабочие характеристики ЭЦН.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.

0.838+1,03*0.821)/2,085=0.807(г/см 3)

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.

0.821*(1-18/100)+1.18(18/100)=0.886(г/см 3)

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).

1.196(1-18/100)+18/100=1.161

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при n60%).

1.41*0.886/(0.821-(18/100) 1/3 (1+(1.18/0.821-1)*18/100)=3.239(сП)

н.пл - вязкость пластовой нефти, сП.

Если см 5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты К q = 1; K н = 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как см 5 сП.

7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.

(2584-2300)*(0.807/0.886)-(((130-7)*10)/(0.993*0.886))+2693+2300-2584+7*10/0.886=1348.262(м)

Н п.н. - глубина подвески насоса в скважине, м

Н д. - динамический уровень в скважине, м

Р пл. - пластовое давление по скважине, атм.

Р затр. - затрубное давление в скважине, атм.

Р буф. - давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 57 м 3 /сут, предварительно выбираем насос 5-40-2600. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса: S 1 =1275.49м; S 2 =13.1757сут/м 2 ; S 3 =0.21631сут 2 /м 5 ;

7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.

(1275.49-1348.262)*1 2 /1.21*1.161 2 *0.21631=-206.371(м 6 /сут 2)

8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.

10*1/(0.993*0.886*7.324*0.99)=1.568

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.

(13.1757-1.568)*0.99/(2.2*1.161*0.21631)=20.804(м 3 /сут)

10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.

20.804+(-206.371+20.804 2) 1/2 =35.851(м 3 /сут)

11. Проектное забойное давление в скважине.

130-35.851/7.324=125.105 (атм.)

12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.

2693-(10*125.105)/(0.993*1.18)=1625 (м)

13. Глубина подвески насоса в скважине.

2693-10*(125.105-97.5)/0.993*0.886=2379 (м)

14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работы.

2379-((10*(125.105-7)-0.886*(2693-2379))/0.807)=1466 (м)

15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.

35.851 *1.161=41.613(м3/сут)

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25 - 70 (м 3 /сут); проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 57 (м 3 /сут), находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен ниже.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).

Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме з max , находим подачу насоса (дебит скважины) Q скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q cкв на режиме з max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Сахалинский государственный университет"

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового дела

Курсовая работа

Расчет установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

Ларионов Д.Ф.

Научный руководитель

Новиков Д.Г.

Южно-Сахалинск 2015

Введение

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

3 Газосепаратор

1.4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

5 Телеметрическая система (ТМС)

1.6 Клапан сливной и клапан обратный

8 Станция управления и трансформатор

Глава 2. Расчетная часть

1 Исходные данные для расчета установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

Заключение

Список используемых источников

Введение

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м 3 /сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м 3 /сут ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3 /сут КПД насоса превышает 40%.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 1 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.

Рисунок 1 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине

Погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 с газосепаратором 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12, обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкости в скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

При работе установки насос 6 откачивает жидкость из скважины на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10. Насос 6 приводится в действие погружным электродвигателем 2, электроэнергия к которому подводится с поверхности по кабелю 17. Охлаждение двигателя 2 производится потоком скважинной продукции. Наземное электрооборудование - станция управления 19 с трансформатором 20 - предназначено для преобразования напряжения промысловой электросети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель 2 с учётом потерь в кабеле 17, а также для управления работой погружной установки и её защиты при аномальных режимах.

Допустимое по отечественным техническим условиям максимальное содержание свободного газа на входе в насос составляет 25%. При наличии газосепаратора на приёме ЭЦН допустимое газосодержание увеличивается до 55%. Зарубежные фирмы-производители УЭЦН рекомендуют применять газосепараторы во всех случаях, когда входное газосодержание составляет более 10%.

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

Модуль-секция насоса (рисунок 2) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес - 3 и направляющих аппаратов - 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.

Рисунок 2 - Схема модуля-секции насоса

Корпус; 2 - вал; 3 - колесо рабочее; 4 - аппарат направляющий;

Подшипник верхний; 6 - подшипник нижний; 7 - опора осевая верхняя; 8 - головка; 9 - основание; 10 - ребро; 11, 12, 13 - кольца резиновые.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рисунок 2) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа "нирезист".

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ" для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

3 Газосепаратор

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рисунок 3).

Рисунок 3 -схема узла газосепаратора

Головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 - направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 - основание.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии: модульный насосный-газосепаратор (МНГ) имеют предельную подачу 250¸ 500 м 3 /сут., коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рисунок 4) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530-2300 В, номинальный ток 26-122.5А.

Рисунок 4 - Схема узла электродвигателя серии ПЭДУ

Подпятник; 6 - крышка кабельного ввода; 7 - пробка; 8 - колодка кабельного ввода; 9 - ротор; 10 - статор; 11 - фильтр; 12 - основание.

Гидрозащита (рисунок 5) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Рисунок 5 - Схема узла гидрозащиты:

а - открытого типа; б - закрытого типа. А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель;6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Первый: состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй: состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий: гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸ 250 кВт, масса 53¸ 59 кг.

5 Телеметрическая система (ТМС)

Телеметрическая система (ТМС) предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН (давление, температура, вибрация) и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде герметичного цилиндрического контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания погружного датчика (ПД) используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

6 Клапан сливной и клапан обратный

Сливной клапан (рисунок 7) предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме УЭЦН из скважины.

Сливной клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.

Перед подъемом УЭЦН из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в за трубное пространство.

Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.

На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4, 5.

Рисунок 7 - Схема узла клапан сливной

Корпус; 2 - штуцер; 3 - резиновое кольцо; 4,5 - крышки.

Клапан обратный.

Обратный клапан (рисунок 8) предназначен для предотвращения обратного (турбинного) вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.

Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.

Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.

Рисунок 8 - Схема узла клапан обратный

7 Кабель

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого (рисунок 9а) (ПКБК) кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый или плоского - кабель полиэтиленовый бронированный плоский (КПБП) (рисунок 9б), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рисунок 9 - Кабели

а - круглый, б - плоский.

Жила, 2 - изоляция, 3 - оболочка, 4 - подушка, 5 - броня.

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160˚С.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸ 1800 м.

1.8 Станция управления и трансформатор

Комплектные устройства станции управления и трансформатора обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸ 125 кВт включительно.

Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Глава 2. Расчетная часть

При проведении подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

Плотность, кг/м 3:

сепарированной нефти -850

газа в нормальных условиях -1

Коэффициент вязкости, м 2 /с∙10-5

нефти - 5,1

Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки - 120

Обводненность продукции пласта, доли единицы - 0,5

Газовый фактор, м 3 /м 3 - 42

Объемный коэффициент нефти, ед. - 1,23

Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м - 2250

Пластовое давление МПа - 11,2

Давление насыщения, МПа - 5

Пластовая температура и температурный градиент, ºС - 50, 0,02

Коэффициент продуктивности, м 3 /МПа - 21

Буферное (затрубное) давление, МПа - 1,1/1,1

Размеры обсадной колонны, мм - 130

Эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5-4,1

2.2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

Подбор установки УЭЦН ведется в следующей последовательности:

Определяется плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

Рсм = (1- Г) + рг Г, (3.1)

где ρи - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м;

ρв - плотность пластовой воды;

ρг - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;- обводненность пластовой жидкости.

ρсм = ·(1-0,18)+1·0,18=771 кг/м 3

Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл-Q / Kпрод, (3.2)

где Рпл - пластовое давление, МПа;- заданный дебит скважины, м 3 /сут;

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /МПа.

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

Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

НДИН = Lскв - Рзаб / Рсм g. (3.3)

где: Lскв - глубина расположения пласта, м

Ндин = 2250-5,5·106/771·9,8=1523 м

Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например - Г = 0,15):

Рпр = (1 - Г) Р НАС, (3.4)

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас - давление насыщения, МПа.

Рпр = (1-0,15)·5=4.25 МПа=4,25·106 Па

Определяется глубина подвески насоса:

HДИН + Рпр / Рсм g (3.5)

электроцентробежный насос скважина погружной

L = 1523+4,25·106/771·9,8=1124 м

Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Тпл - пластовая температура, °С; Gт - температурный градиент, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124)·0,02=27,5°С

Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

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

Рпр - давление на входе в насос, МПа;

Рнас - давление насыщения, МПа.

В*=0,5+(1-0,5)=1,1

Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

(3.8)

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

Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G - газовый фактор, м 3 /м 3 .пр = 42·=6,3 м 3 /м 3

Определяется газосодержание на входе в насос:

βвх = 1 / [(1+4,25/5) /1,1) / 6,3+1]=0,8

Вычисляется расход газа на входе в насос:

г.пр.с =132·0,8/(1-0,8)=528 м 3 /с

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

(3.12)

где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

скв = π·d2/4,

где: d - диаметр обсадной колонны, мскв = 3,14·0,132/4=0,013 м 2

С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с

Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

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

φ = 0,8/=0,8

Определяется работа газа на участке "забой - прием насоса":

Рг1 = 5[-1]=2,35 МПа

Определяется работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

Величины с индексом "буф" относятся к сечению устья скважины и являются "буферными" давлением, газосодержанием и 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

Определяется потребное давление насоса:

где Ндин - глубина расположения динамического уровня;

Р6уф - буферное давление;

Рг1 - давление работы газа на участке "забой - прием насоса";

Рг2 - давление работы газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины".

По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса. [Рисунок 10 Характеристики центробежных насосов, параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97].

Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "О" (напор, мощность).ов=165 м 3 /сут=0,0019м 3 /с,

Нов=475 м, ηов=0,60, Nов=15кВт

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

где ν - эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5; QoB - оптимальная подача насоса на воде (рисунок 10), м 3 /с.

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

Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

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

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м 2 .

скв.к = fскв +fн,

где: fн - площадь сечения насоса, м 2 .

н =π·d2н/4,

где: dн - диаметр насоса, (Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами. Установки погружных центробежных насосов, таблица 1), м.н = 3,14·0,1242/4=0,012 м 2 скв.к =0,013-0,012=0,001 м 2

Кс = 1/=0,1

Таблица 1 - Установки погружных центробежных насосов

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

(3.20)

где QoB - подача в оптимальном режиме по "водяной" характеристики насоса, м 3 /с.= 0,0015/0,0019=0,78

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

(3.21)

пр = 0,0015/0,0019·0,967=0,82

Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

. (3.22)

βпр =0,8·(1-0,1)=0,72

Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

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

Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см 2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова. Для наших значений эта диаграмма нам не понадобиться

Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

А = 1/=0,032

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

Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

(3.25)

Н = 8,4·106/771·9,8·0,2·1=5559 м

Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

H/hcT (3.26)

где hc - напор одной ступени выбранного насоса.с =Hтабл/100,

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

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

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

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

(3.27)

где ηоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

η = 0,967·1·0,6=0,58

29. Определяется мощность насоса:

8,4·106·0,0019/0,58=27517 Вт=27,5 кВт

Определяется мощность погружного двигателя:

(3.29)

где: ηПЭД - КПД погружного электродвигателяПЭД = 27,5/0,54=51 кВт

Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

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

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

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

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.

Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где ρгл - плотность жидкости глушения, (920 кг/м 3).

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

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

(3.31)

Нгл = 14,7·106/920·9,8=1630 м

Нгл>Н; 1630>475

Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

(3.32)

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

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

(3.33)

ПЭД.гл = 48,15/0,54=90 кВт

Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

°С>27,5°С

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

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

где - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; d - внешний диаметр ПЭД.= 0,785·(0,132-0,1162)=0,0027м 2 = 0,0019/0,0027=0,7 м/с

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

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

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

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

Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8-10°С выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130°С:

где b2, с2 и d2 - расчетные коэффициенты; Nн и ηд.н - номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле:

где b3 и с3 - конструктивные коэффициенты.

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.

где b5 - коэффициент .

(3.41)

Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130°С. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90°С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140°С, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

Проверка параметров кабеля и НКТ

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

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

где I - сила тока двигателя; Lкаб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); Rо - активное сопротивление 1 м длины кабеля,каб = L+50.каб = 1124+ 50=1174 м

где ρ20 - удельное сопротивление жилы кабеля при 20°С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм 2 /м; q - площадь сечения жилы кабеля, мм 2 ; α - температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; tкаб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.о = (·(1,31)·0,0195/50)10=0,53 Ом/км

∆Nкаб = 3·37,5·0,53·1174·10-3=70 кВт

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости.

где Хо - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм 2 равно 0,1·103 Ом/м; cos φ и sin φ - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86-0,9.

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

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (3.45).

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

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

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости

где: λ - коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d0,3н

где: dн - диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности = 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 движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

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

Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины.

Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3-10 мм. При значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увеличенный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования.

Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель.

Такая муфта обычно расположена в 10-20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40-50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ - погружной агрегат) без существенного увеличения потерь напора в трубах.

Последнее сечение - диаметральное сечение самого агрегата (Da) без муфты, труб и круглого кабеля.

Если габариты оборудования неприемлемы в первом и последнем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.

Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости, но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВт·А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ·А).

При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые другие условия.

КПД поверхностного оборудования для расчетов можно принимать равным примерно 0,98.

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устроиства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтяных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.

Все работы с электрооборудованием установки производится двумя работниками, причем один из них должен иметь квалификацию электрика не ниже 3 группы.

Включение и выключение установки нажатием кнопки или поворотом выключателя, расположенной на наружной стороне двери станции управления, выполняются персоналом, имеющим квалификацию не ниже 1 группы и прошедшим специальный инструктаж.

Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руководству по эксплуатации.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем, газ из скважины не мог проходить по кабелю (например по скрутке проволок в жиле) в помещении станции управления. Для этого делается металлическая коробка, в которой размещено соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к станции управления.

Все наземное оборудование установки надежно заземляется.

Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При спуско-подъемных работах скорость движения труб с кабелем не должен быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используются установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

При работах по погрузке и разгрузке оборудование установок ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться переодическим испытаниям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и электродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор, станция управления - цепями, а барабан - за свою ось четырьмя винтовыми растяжками.

Заключение

При добычи нефти на месторождениях, в процессе эксплуатации скважин, непрерывно собирается информация, используемая в контроле над разработкой, она обрабатывается, анализируется и используется для разработки геолого-технических мероприятий.

Подбором УЭЦН обычно называют выбор таких типоразмеров насоса, погружного электродвигателя с протектором, электрокабеля, автотрансформатора или трансформатора, диаметра НКТ и глубины спуска насоса в скважину, сочетание которых на установившемся режиме обеспечивает заданный отбор жидкости при наименьших затратах.

Главным направлением ГТМ, является увеличение продуктивности добывающих скважин и оптимизацию их режимов. В этом случае необходимо производить оптимальный подбор основного подземного оборудования. Оптимальный подбор означает такое соответствие характеристик скважины и подземного оборудования, при котором затраты электроэнергии на подъём скважинной жидкости к устью сведены к минимуму.

Для качественного подбора оборудования и определении режима работы скважины необходимо:

производить очистку забоя при каждом ТРС;

использовать проверенные результаты гидродинамических исследований скважин;

применять современные установки и технологии по извлечению запасов углеводородного сырья:

тщательно изучать данные по геофизическим исследованиям скважин с целью точного определения залегания продуктивных пластов.

Список используемых источников

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 с.

Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000. - 374 с.

5. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: Ил.

Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. И. Бухаленко. 2-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1990.

Напор центробежного насоса в м. столба жидкости определяется из уравнения

Где - статический уровень (задается);– напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

давление в сепараторе, выраженное высотой столба жидкости.

Депрессия или приn=1 ,

где Q –дебит скважины в ,

К – коэффициент продуктивности скважины в ,

n – показатель степени в уравнении притока.

Потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:

где –λ коэффициент гидравлического сопротивления.

L=- глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 250-350м)

е-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d-внутренний диаметр насосных труб, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

V=Q/F – средняя скорость жидкости в трубах, м/с

F-площадь внутреннего канала труб.

1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.

Расход газосодержание. , откуда, еслиβ=0,25.

2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме

3. Плотность водогазонефтяной смеси

n-обводненность; -плотность нефти.

4. Глубина погружения под динамический уровень

h=(м) ,где) в МПа

5. Глубина погружения насоса L=

По уточненной методике Снарева А.И.

давление на приеме можно определить по формуле

Где Г – газовый фактор

Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа

Коэффициент сепарации газа

0,1033 МПа, - температура на устье

Z-коэффициент сжимаемости газа

Объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.

β-объемное газосодержание на приеме насоса.

Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .

где ν=0,02-0,03 ,- средняя скорость,d – внутренний диаметр труб

λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим

λ=, еслиRe<2800, переходный режим

λ=, еслиRe>2800, турбулентный режим.

Относительная гладкость труб ;

где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.

(1-n); Где d – в дюймах

(1-n); Где d – в см.

По заданным подаче и напору насоса определяют потребляемую им номинальную мощность.

N=,

гдеQ- подача насоса, м 3 /сут;

H- напор насоса,м;

ρ- плотность перекачиваемой жидкости кг/м 3 ;

η н - к.п.д. насоса.

Полученную ориентировочным расчетом мощность N следует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме. По величине N и внутреннему диаметру эксплуатационной колонны по таблицам выбирают электродвигатель.

наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне заданных размеров. При этом имеют в виду, что погружной агрегат и первые от агрегата трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимую величину зазора между агрегатом и колонной. От величины зазора зависят габаритные размеры насоса и двигателя, увеличение которых дает возможность создать наиболее мощные погружные агрегаты. В то же время для сохранности кабеля, и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм принимают 5-10мм. Габаритный диаметр агрегата с учетом плоского кабеля равен:

где - наружный диаметр электродвигателя, мм.

Наружный диаметр насоса, мм

- толщина плоского кабеля

S-толщина хомута, крепящего кабель

Увеличении габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (0,005-0,015), причем больший размер относится к большим установкам.

Габаритный размер агрегата при учете труб и круглого кабеля равен:

Где dм – диаметр муфты НКТ

dк- диаметр круглого кабеля, мм.

Если размер Амакс окажется больше Dмакс, то выше агрегата следует установить 100-150м насосных труб меньшего диаметра, при котором Амакс будет меньше Dмакс или установить на всей длине плоский кабель.

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q-H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q Ж (м 3 /сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

Где Н скв - потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины - прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса - устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины - групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Н нас - напор, развиваемый погружным насосом, м; Q Ж - дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м 3 /сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n 0 = 100, t = 200 °С, p в = 1000 кг/м 3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H Н = h - bQ 2 или H Н = h + aQ - bQ 2 ,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Н верт дин - динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h TP - потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; - средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м 3 ; h СЕП - потери напора в сепарационной емкости, м; Н Ã - напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р У - давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p в = 1000 кг/м 3 и вязкостью 1 мПа.с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n - количество ступеней насоса; - средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м 3 ; - гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с 2 /м 5 ; - глубина пласта по вертикали, м; - пластовое давление, Па; K ПР - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /с.Па; - давление на устье скважины, Па; PСЕП - давление в сепараторе, Па; - плотность флюида на устье скважины, кг/м 3 ; g=9,81- ускорение свободного падения, м/с 2 .
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).

Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.

Backup_of_str-1-1_2.9СТРУКТУРА ГОТОВАЯ1.cdr Backup_of_str-1-1_2.9СТРУКТУРА ГОТОВАЯ.cdr Backup_of__График разработки печать.cdr Backup_of_тек_нефтенас_3_34.cdr _График разработки печать.cdr ОТБОРЫ5 готов отл.cdr ПЛ ДГОТОВ.cdr профиль.cdr Тек.Н.Трис..cdr УЭЦН.bak Эф.н.т.Ю1-1.cdr Thumbs.db Насосик_ЭЦН.frw СПЕЦ1.cdw СПЕЦ2.cdw СПЕЦ3.cdw

3.Техническая часть

3.1. Оборудование для эксплуатации нефтяных скважин погружными бесштанговыми насосами.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачкики из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения: обычные и корозионностойкие. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ВКО2 ТУ - 26 - 06 - 1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ТУ26 - 06 - 1486 - 87, где: У - установка, Э - привод от погружного двигателя, Н - насос, М- модульный, 5 - группа насоса, 125 - подача м3/сут, 1200 - напор, ВК - вариант комплектации, 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок (УЭЦНМ и У) коррозийно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК состоят из погружного агрегата, кабеля, в сборе наземного электрооборудования - трансформаторной комплексной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС).

Насосный агрегат состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (Электронагреватель с гидрозащитой) спускается в скважину на колонне НКТ.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите. Насосу и НКТ металлическими поясами.

Комплексная трансформационная подстанция преобразует напряжение на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата, установки и её защиту при аномальных режимах.

Насос-погружной, центробежный, модульный. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в НКТ при остановках и облегчения тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной в корпус обратного клапана. Спускной клапан служит для слива жидкости из полости НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Для очистки пластовой жидкости, содержащей свыше 25-35% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля к насосу подключают насосный модуль-газосепоратор.

Двигатель асинхронный, погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсной, маслонаполненный.

При этом, установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ.

Соединение кабеля в сборе с электродвигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Погружной центробежный модульный насос-многоступенчатый, вертикального исполнения. Насос выпускают в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозийностойком ЭЦНМК. Насос состоит из входного модуля, модуля секции, модуля головки, обратного и спускного клапанов.

Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектованный погружного агрегата. Двигателем необходимой мощности. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у стенки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединять насосный модуль-газосепоратор. Газосепоратор устанавливается между входным модулем и модулем секцией. Соединение модулей между собой, модуля-секции и входного модуля с двигателем-фланцовое. Соеденения уплотняются резиновыми кольцами. Соединения валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепоратора, модуля-секции и входного модуля между собой также через шлицевые муфты.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, у коррозийностойких - из модифицированного 4Н16Д72ХШ.

Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготавливать из радиоуполномодифицированного полиамида. Модуль головки состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-копрессорной трубки) с другой стороны фланец для подсоединения к модулю-секций двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля головки болтом с чайной и пружиной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля головки с модулем-секцией.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступней рабочих колес и направляющих аппаратов, верхнего подшибника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.

Число ступней в модуль-секциях указано в таблице.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного-агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

ПРУЖИННЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ (ПЭД)

Погружные двигатели состоят из эл.двигателя и гидрозащиты. Двигатели трехфазные, асинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии Пэд в нормальном и коррозийностойком исполнении, климатического исполнения В, категории 45, работают от сети переменного тока частотой 50Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и воды в любых пропорциях с температурой 110С).

ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛ.ДВИГАТЕЛЕЙ.

Гидрозащита предназначена для предотвращения пластовой жидкости во внутреннюю полость эл.двигателя, компенсации изменений объема масла во внутренней полости от температуры эл.двигателя и передачи крутящего момента от вала эл.двигателя и к валу насоса. Разработано 2 варианта конструкций гидрозащиты для двигателей унифицированной серии; открытого типа - П

92, ПК92, П114, ПК114, и закрытого типа - П92Д, ПК92Д, (с диофрагмой)П11Д, ПК114Д;

УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ ШГС5805.

Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателем серии ПЭД (в том числе со встроенной теромаманометрической системой) по ГОСТ18058 - 80 мощностью 14-100кВт и напряжением до 2300В переменного тока.

КАБЕЛЬ

Для подвода эл.энергии к двигателю установки применяется кабельная линия, состоящая из основного кабеля и сращенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающий герметичное присоединение кабельной линии к эл.двигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК; КТЭБК; КТфСБК; или плоские марок КПБП; КТЭБ; КФСБ;

В качестве удлинителя плоские кабели марок КПБП и КФСБ.

Муфта кабельного ввода круглого типа: Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 90С.
Рабочие характеристики ЭЦН обычного исполнения
Таблица № 18

Типоразмер установки	Подача: м3/сут	Напор: м
УЭЦН5 - 40-1400	25-70	1425-1015
УЭЦН5-40-1750	25-70	1850-1340
УЭЦН5-80-1200	60-115	1285-715
УЭЦН5-80-1800	60-115	1905-1030
УЭЦН5-130-1200	100-155	1330-870
УЭЦН5-130-1700	100-155	1940-1300
УЭЦН5-200-800	145-250	960-545
УЭЦН5-200-1350	145-250	1480-850
УЭЦН5А-160-1400	125-505	1560-1040
УЭЦН5А-160-1750	125-505	1915-1290
УЭЦН5А-250-1000	190-330	1160-610
УЭЦН5А-250-1750	195-330	1880-1200
УЭЦН5А-360-850	290-430	950-680
УЭЦН5А-360-1400	290-430	1610-115
УЭЦН5А-500-800	420-580	850-700
УЭЦН5А-500-1000	420-580	1160-895
УЭЦН6-250-1050	200-330	1100-820
УЭЦН6-250-1400	200-300	1590-1040
УЭЦН6-350-1100	280-440	1280-700
УЭЦН6-500-750	350-680	915-455
УЭЦН6-500-1000	350-680	1350-600
УЭЦН6-700-800	550-900	870-550

Рабочие характеристики ЭЦН модульного исполнения

Таблица № 19

Типоразмер установки	Подача: м3/сут	Напор: м
УЭЦНМ-50-1550	25-70	1610-1155
УЭЦНМ-80-1050	60-115	1290-675
УЭЦНМ-80-1550	60-115	1640-855
УЭЦНМ-80-2000	60-115	2035-1060
УЭЦНМ5-125-1200	105-165	1305-525
УЭЦНМ5-125-1500	105-165	1650-660
УЭЦНМ5 - 200-800	150-265	970-455
УЭЦНМ5-200-1100	150-265	1320-625
УЭЦНМ5А-160-1050	125-205	1210-715
УЭЦНМ5А-250-1300	125-340	1475-775
УЭЦНМ5А-250-1400	125-340	1575-825
УЭЦНМ5А-400-950	300-440	1180-826
УЭЦНМ5А-400-1200	300-440	1450-1015
УЭЦНМ5А-500-800	430-570	845-765
УЭЦНМ5А-500-1000	430-570	1035-935
УЭЦНМ6-250-1250	200-340	1335-810
УЭЦНМ6-320-1400	280-440	1505-775
УЭЦНМ6-500-1050	380-650	1215-560
УЭЦНМ6-500-1400	380-650	1625-800

3.2 Рабочая характеристика электропогружного насоса (ЭЦН).

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача); n (Q)

(к.п.Д. подача); N (Q) (потребляемая мощность, подача).

Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и УЭЦН может работать закрытой выкидной задвижке (т. А: Q = 0). Н=Н мах из без противодавления на выкиде (т.ВQ=Q max: Н=0).

Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих 2-х крайних режимах полезная работа будет равна 0, а следовательно и к.п.д. = 0.

При определенном соотношении Q и H, минимальными внутренними потерями, к.п.д. достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6.

Обычно насосы с малой подачей и малый диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступней имеют пониженный к.п.д. Подача н напор соответствующие максимальному к.п.д., называется оптимальным режимом работы насоса. Зависимость n (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому допустимо работа УЭЦН при режимах, отклоняющихся в ту или иную сторону от оптимального. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики УЭЦН и должны соответствовать снижению к.п.д. на 3-5%. Это обуславливает целую область возможных режимов, которая называется рекомендованной областью.

Подбор насоса к скважине сводится к выбору такого типоразмера к УЭЦН, чтобы он работал в условиях оптимального режима или рекомендованного при откачке заданного дебита с данной глубины. Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на наминальные расходы от 40 (ЭЦН 5-40-950) до 500м3/сут (ЭЦН 6-50-750) и напора от 450м (ЭЦН6-500-450) до 1500м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напор до 1200м. Напор который может преодолеть насос прямопропорционален числу ступней, зависит от размера рабочего колеса т.е. от радиальных габоритов насоса.

При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью при работе на воде - 3,86 м, при колебаниях от 3,69 до 4,2 м.

При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 м до 6,84 м.
3.3 Технические условия по эксплуатации УЭЦН в модульном исполнении

Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1400кг/м3
Кинематическая вязкость - 1мм2/сек
Водородный показатель РН - 6,0 - 8,5
Максимальное массовое количество (концентрация) твердых частиц - 0,01% (0,1г/л)
Обводненность откачивания жидкости не более 99%.
Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса с газосепаратором - 25% - 50%.
Содержание сероводорода H2S - 0.01 г/л.
Температура откачиваемой жидкости не более 90С.
Для антикоррозийного исполнения УЭЦНМ содержание сероводорода H2S - 125 г/л.
Гарантийная наработка УЭЦН до ремонта - 830 сут. Срок до списания - 5,5 лет.

Таблица № 20

Установка	Насос	Модуль насосного газосепаратора	Двигатель
УЭЦНМ5-50-1300	ЭЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1300	ЭЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-50-1550	ЭЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1550	ЭЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-50-1700	ЭЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1700	ЭЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-80-1200	ЭЦНМ5-80-1200	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-80-1550	ЭЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-80-1550	ЭЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЭД4К32103В5
УЭЦНМ5-80-1800	ЭЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-80-1800	ЭЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1200	ЭЦНМ5125-1200	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-125-1200	ЭЦНМ5-125-1200	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1300	ЭЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-125-1300	ЭЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1800	ЭЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЭД4С63-103В5
УЭЦНМ5-125-1800	ЭЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЭД4СК63-103В5
УЭЦНМ5-200-1400	ЭЦНМ5-200-1400	1МНГ - 5	ПЭД4С90-103В5
УЭЦНМ5-200-800	ЭЦНМ5-200-800	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5А-160-1450	ЭЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЭД4С63-103В5
УЭЦНМ5А-160-1450	ЭЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЭД4СК63-103В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД4С90-117В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД4СК90-117В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД463-117В5
УЭЦНМ5А-250-1000	ЭЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЭД4К63-117В5
УЭЦНМ5А-250-1000	ЭЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЭДУС90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1400	ЭЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1400	ЭЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1700	ЭЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1700	ЭЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1800	ЭЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1800	ЭЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-400-950	ЭЦНМК5А-400-950	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-400-950	ЭЦНМК5А-400-950	1МНГК - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А400-1250	ЭЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-400-1250	ЭЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-500-800	ЭЦНМК5А-500-800	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-500-800	ЭЦНМК5А-500-800	1МНГК - 5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ5А -500-1000	ЭЦНМ5А - 500-1000	МНГ-5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМК5А -500-1000	ЭЦНМК5А - 500-1000	МНГК-5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ6-250-1050	ЭЦНМ6-250-1050	МНГ -6	ПЭДУ90 -123В5
УЭЦНМК6-250-1050	ЭЦНМ6-250-1050	МНГК-6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-250-1400	ЭЦНМ6-250-1400	1МНГ - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-250-1400	ЭЦНМ6-250-1400	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-250-1600	ЭЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-250-1600	ЭЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-320-1100	ЭЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-320-1100	ЭЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-500-750	ЭЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-500-750	ЭЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-500-1050	ЭЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМК6-500-1050	ЭЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ6-800-1000	ЭЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЭДУС180*-130В5
УЭЦНМК6-800-1000	ЭЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК180-130В5
УЭЦНМ6-1000-900	ЭЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЭДУС250-130В5
УЭЦНМК6-1000-900	ЭЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ6-1000-1000	ЭЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМК6-1000-1000	ЭЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ6-1250-800	ЭЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМК61250-800	ЭЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ61250-900	ЭЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЭДУС360-130В5
УЭЦНМК6-1250-900	ЭЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЭДУСК360-130В5

Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, точность промежуточных и конечных расчетных величин находятся в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используется математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, полученные отечественными и зарубежными исследованиями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочих характеристик выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождения условия совместной работы скважины и насоса.

В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные (на воде) характеристики. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины насоса.

Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины

до = 1-Lд/Нс

Lд - удлинение ствола скважины в м.

Нс - глубина скважины по вертикали, длина ствола для не кривленной скважины, м.

Плотность нефти в затрубном пространстве

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

Данная формула по результатам промысловых исследований в основном для условия Рпр  Рнас. Может быть использован для условия Рпр< Рнас в пределах не более 10% по объему. При  = 0. Рпр = Рнас.

Рпр - давление на приеме насоса, Мпа

Рнас - давление насыщения, Мпа

пргазосодержания на приеме насоса % объем.

3.Плотность водонефтяной смеси кг/м3

см = н. пл. (1-n/100) +в х n/100

н.пл. - плотность пластовой нефти, кг/м

в - плотность добываемой воды, кг/м3

N - обводненность добываемой нефти, %

Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса.

(Ксм >1),

Где Впл – обьемный коэффициент пластовой нефти (Впл > 1)
5.Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса (при n = 60%)

Где Мн. пл – вязкость пластовой нефти, МПа х с

Если Мсм < 5 МПа х с или n > 60%, то поправочные коэффициенты Кд = 1; Кн = 0,99;

6.Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи)

Кд = 1 - 0,0162(см - 5) 0,544

Поправочный коэффициент на напор (коэффициент уменьшения напора).

Кн = 0,99 - 0,0128 (см - 5) 0,5653

Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШГН) перед переводом её на оптимальный режим: м

Нст = (Нп.н - Нд) х ,
Нпн - глубина подвески насоса: м

Нд - динамический уровень: м

Рпл - пластовое давление: Мпа

Рзатр - затрубное давление: Мпа

Р буф - давление на буфере: Мпа

Примечание: Для скважин, переводимых на ЭЦН с фонтанного способа, после кап. ремонта и сразу после бурения в формуле 8 принимается Нп. н = Нс.; Нд = 0

Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору м 6 /сут 2

, где

S1, S3 - численные значения коэффициентов определяющих уравнение рабочей части, характеристики, предварительно выбранного типоразмера насоса.

S1 – [м], S3 –[сут.кв/м.куб]

Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси поступающей к приему насоса; сут/м2 Мпа.

Коэффициент, приближающий условную характеристику скважин к рабочей области насоса на подаче м3/сут

В = (S2 - Кпр

) х Кд/ 2,2 х Ксм х S3;
S 2 - численный коэффициент рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса (сут/м2)

Проектный оптимальный отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях м3/сут qж = В + А + В 2 ;

Примечание: формула п.12 получена из условия совместного решения уровнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса:

Подставляя уравнение (б) выражение для g ж из (а) и производя некоторые преодбразования, получим выражение для g ж (п.12)

Проектное забойное давление в скважине Мпа

Рзаб = Рпл – qж/ Кпр;

Динамический уровень при освоение скважины на жидкости в глушения; м

Где рж.гл – это плотность жидкости глушения, кг/м3

Глубина подвески насоса: м

,
Рнас - давление насыщения, МПА

Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работ; м

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА.

10. Рпл - пластовое давление, Мпа

11. Рзатр - затрубное давление, Мпа

12. Рбуф - буферное давление, Мпа

Кпр - коэффициент продуктивности м3/сут Мпа

14. ж.гл плотность жидкости глушения; кг/м3

Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739
Исходные данные для расчета:

Дебит скважины Q ж = 130 м 3 /сут
Обводненность n = 87%.
Глубина скважины Н с = 2808м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1710м.
Динамический уровень Н д = 610 м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,8 МПа.
Плотность добываемой воды  в = 1170кг/м3
Пластовое давление Р пл = 25,6 МПа
L уд ствола = 27,2 м.
Плотность жидкости глушения  жгл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,62 м 3 /сут МПа

Проектируемый оптимальный отбор 130м 3 /сут

K д =1; K н =0,99.

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

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

А=

9.
10.
11.
12.
13.

Принимаем Н пн = 1650м

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

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 136,9 м. 3 /сут допустим и насос будет работать в оптимальных условиях.

^ Расчет подбора УЭЦН по скважине 235
Исходные данные для расчета:

Скважина эксплуатируется установкой ЭЦН 5-80-1550

Проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут

Дебит скважины Q ж = 90 м 3 /сут
Обводненность n = 91%.
Глубина скважины Н с = 2803м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1560м.
Динамический уровень Н д = 780 м.
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д эк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,9 МПа.
Плотность нефти в поверхностных условиях  н.пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях  н.пл = 830 кг/м 3
Обьемный коэффициент  = 1,108
Плотность добываемой воды  в = 1160кг/м3
Давление насыщения Р нас = 6,23МПа.
Пластовое давление Р пл = 24,5 МПа
L уд ствола = 5,6 м.
Плотность жидкости глушения  жгл = 1200 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,12 м 3 /сут МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях  н = 1,83 МПа*с

K д =1; K н =0,99.

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400

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

А=

9.
10.
11.
12.
13.

Принимаем Н пн = 1300м

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

Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет
90-180 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут

Расчет подбора УЭЦН по скважине 3351

Скважина эксплуатируется насосами УЭЦН 5-125-1300

Исходные данные для расчета:

Дебит скважины Qж = 97 м3/сут
Обводненность n = 50%.
Глубина скважины Нс = 2798м.
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.
Динамический уровень Нд = 1260 м.
Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.
Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3
Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3
Обьемный коэффициент вн = 1,108
Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3
Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.
Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа
Lуд ствола = 12,1 м.
Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа
Вязкость нефти в пластовых условиях Мн = 1,83 Мпа х с

РАСЧЕТ
Проектируемый отбор 120м3/сут

9. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

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

10.
11.
12.
13
14.
15.

Принимаем Нпн = 1850м
16

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

Эквивалентное количество воды

Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713

Дебит скважины Q ж = 80 м 3 /сут
Обводнённость H = 67%
Глубина скважины H с = 2845 м.
Глубина подвески насоса H п.н = 1750 м.
Динамический уровень H д = 1080 м.
Диаметр эксплуатационной колоны Д эк = 0,130 м.
Давление в затрубном пространстве P затр = 1,3 Мпа
Плотность нефти поверхностных условиях P н пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях P н пл = 830 кг/м 3
Объёмный коэффициент В н 1,108.
Плотность добываемой воды P в =1170 кг/см 3
Давление насыщения P нас =6,23 Мпа
Пластовое давление P пл =27,3 Мпа
L уд ствола = 0,7 м.
Плотность жидкости глушения P ж гл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности K пр = 0,27 м 3 /сут МПа
Вязкость в нефти в пластовых условиях M н = 1,83 МПа. с

Расчёт:

Проектируемый отбор 130 м 3 /сут

8.

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

10.
11.
12.
13
14.
15.

Принимаем Н пн = 1500м

Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут . Таким образом, проектируемый отбор 146,2 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 3351

Расчёт:

Проектируемый отбор 120 м 3 /сут

Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

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

Принимаем Н пн = 1850м

Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 138,7 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1693

Расчёт:

Проектируемый отбор 120 м 3 /сут

9. Для отбора жидкости предварительно принимаем насос ЭЦН5-125-1400

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

Принимаем Н пн = 1000м

Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-180 м. куб/сут . Таким образом, проектируемый отбор 135,6 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Технологический режим работы нефтяных скважин пласта Т2 Курманаевского месторождения.

Nскв.Опт	М/р Пласт	Фонд	Способ	Q(жид)м3	Qнеф т/сут	Qводы т/сут
246д	Кур Т2	доб	ЭЦН50	50	3,4	53,4
102д	Док Т2	доб	ЭЦН50	60	32	14,6
106д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	27,6	14,4
235д	КурТ2	доб	ЭЦН80	90	6,8	95
248д	КурТ2	доб	ЭЦН50	50	10,5	43,9
1607д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	27,6	20,5
1608д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	3,4	53,6
1614д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	32	13,5
1615д	ДокТТ2	доб	ЭЦН50	50	38,3	7
1616д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	40	3,4	50,6
1622д	ДокТ2	доб	ЭЦН20	15	3,2	15,2
1693д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	11,1	79,4
1713д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	22,1	62,7
1716д	КурТ2	доб	ЭЦН50	55	12,9	46,1
1733д	КурТ2	доб	ЭЦН20	25	2,5	25,7
1739д	КурТ2	доб	ЭЦН125	130	14,2	128,9
1741д	КурТ2	доб	ЭЦН50	55	9,7	51
3310д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	1,3	91,8
3351д	КурТ2	доб	ЭЦН80	55	17,6	39,8
19				1118	276

^ Выводы по технической части.

Пласт Т 2 находится в завершающей стадии разработки.
Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.
Физико-химические свойства пласта Т-2 соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.
Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по пласту Т-2.
Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.
УЭЦН в скважинах пласта Т-2 эксплуатируются в оптимальных режимах, однако ряд скважин можно перевести на повышенный отбор жидкости (скв.№№1693, 1713, 3310, 3351),сохраняя оптимальную работу погружного оборудования.
Наработки УЭЦН по пласту Т-2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400суток при средних 350 сутках
Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т-2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.
Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т-2

Показатель

Группа установки

Поперечный размер установки,мм

Внутренний диаметр эксплуатационной

колонны,мм