Выбор и определение параметров газосепоратора установки электроприводного центробежного насоса

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра нефтегазового дела

"Выбор и определение параметров газосепоратора УЭЦН"

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

"Нефтегазопромысловое оборудование"

Выполнил студент группы НДДбз 14-1 ______________ А.С. Зябров

Нормоконтроль __________________________ доцент А.К. Шмаков

Иркутск 2019 г.

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЗАДАНИЕ

НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

По курсу «Нефтегазопромысловое оборудование»

Студенту. Зяброву А.С. НДДбз 14-1

Тема проекта: Выборы и определение параметров газосепоратора УЭЦН.

Исходные данные:

L_с (глубина скважины) = 2530 м;

Р_пл (пластовое давление) = 24,9 МПа;

К_пр (коэффициент продуктивности) = 2,9 м³/(сутМПа);

В (обводнённость жидкости, в долях) = 0,45;

_в (плотность пластовой воды) = 1010 кг/м³;

_нп (плотность пластовой нефти) = 815 кг/м³;

_г (плотность газа)= 1,10 кг/м3;

_нд (плотность нефти дегазированной) = 880 кг/м³;

D_эк.к (диаметр эксплуатационной колонны) = 146 мм;

Т_пл (пластовая температура) = 73С;

Р_нас (давление насыщения) = 8,8 МПа;

_нп (вязкость пластовой нефти) = 3 мПас;

₂₀ (вязкость нефти при температуре 20С) = 27 мПас;

₅₀ (вязкость нефти при температуре 50С) = 9,3 мПас.

G (газовый фактор) = от 35 до 70% м³/м³

Задание получил ________ студент А.С. Зябров

Дата представления работы руководителю

Руководитель курсового проекта____________ А.К. Шмаков



Содержание

Введение

1. Установки погружных центробежных электронасосов

1.1 Многоступеньчатый центрабежный насос

1.2 Погружные электродвигатели

1.3 Гидрозащита погружного электродвигателя

1.4 Кабельная линия

1.5 Устройства управления и защиты погружных электронасосов

1.6 Трансформаторы для УЭЦН

2. Газосепаратор

2.1 Применение газосепараторов

2.2 Принцип действия и конструкции газосепараторов

3. Определение параметров газосепаратора для УЭЦН

Заключение

Список источников

скважина погружной центробежный насос газосепаратор



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 м3/сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м3/сут. ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут. КПД насоса превышает 40 %. 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. 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. Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов, влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы и частым отказам УЭЦН. В условиях, когда финансовая ситуация диктует требования по сокращению удельных затрат на добычу нефти, снижение себестоимости до уровня, обеспечивающего рентабельность производства, поиск и использование резервов повышения эффективности производства стали основной задачей. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.



1. Установки погружных центробежных электронасосов

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.

Рисунок 1. Схема установки погружного центробежного насоса в скважине.

Компенсатор 1, погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4, газосепаратор 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.

В последнее время промышленностью освоен выпуск насосов в модульном исполнении, что позволяет более точно подобрать насос для широкого диапазона параметров скважин. В этом случае в обозначение насоса вводится буква «М». Предусмотрено изготовление 55 типоразмеров ЭЦНМ. Наиболее затруднительным является определение глубины погружения насоса под динамический уровень при наличии значительного газового фактора. Этому вопросу посвящены труды многих исследователей.

Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦНМ применяют для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных. Возможности добычи этих установок значительно выше, чем штанговых. В зависимости от поперечного размера электронасосного агрегата установки подразделяют на группы 5, 5А и 6.

Таблица 1. Типовые размеры ЭЦН.

Группа установок	5	5А	6
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.	121,7	130	144,3
Поперечный размер установки, мм.	112	124	137

Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения - УЭЦНМ5-50-1550 ТУ 26-06-1486-87, где У - установка; Э- привод погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 50 - подача, м³/сут.; 1550-напор, м. Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насосов добавляют букву К.

Максимальная концентрация сероводорода составляет: для установок обычного исполнения-0,001% (0,01г/л); для установок коррозионностойкого исполнения-0,125% (1,25 г/л).

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не более 90 ⁰ С.

Параметры работы отечественного оборудования УЭЦН приведены в таблице 2

Таблица 2. Параметры работы отечественного оборудования УЭЦН.

Параметры	Ед. изм.	Типоразмер отечественных УЭЦН
		20	25	50	80	125	160	200	250	360
Номинальная производительность	м3/сут л/сек.	20 0,23	25 0,28	50 0,58	80 0,92	125 1,4	160 1,85	200 2,3	250 2,89	360 4
Минимально-допустимая производительность	м3/сут	15	15	38	60	94	120	150	188	270

1.1 Многоступеньчатый центрабежный насос

Погружной многоступенчатый центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, выполненный из трубной заготовки.

Рисунок 2. Многоступеньчатый центрабежный насос.

Направляющие аппараты закреплены для предотвращения проворота в корпусе насоса специальной гайкой (ниппелем), а рабочие колеса посажены на вал на шпонке, предотвращающей проворот их относительно вала, и свободно перемещаются вдоль него.

В собранном насосе втулка рабочего колеса вращается в отверстии направляющего аппарата, как в подшипнике, а колесо опирается нижним диском о специальный бурт направляющего аппарата, выполняющий роль подпятника. Для уменьшения силы трения между диском рабочего колеса и буртом направляющего аппарата, обусловленной действующим на колесо осевым усилием, которое при нормальном режиме работы насоса направлено сверху вниз, в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из антифрикционного материала.

В насосах обычного исполнения опорная шайба изготовляется из текстолита. По мере ее износа рабочее колесо перемещается вдоль вала оставаясь, как правило, всегда прижатым вниз Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. Когда разместить в одном корпусе нужное число ступеней невозможно, их заключают в два, а иногда в три корпуса, которые являются в этом случае отдельными секциями одного насоса.

Рабочие колеса многоступенчатых погружных насосов изготовляют из специального никелевого чугуна. Направляющие аппараты (осевого типа) изготовляются также из никелевого чугуна.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается специальной пятой. Нижний конец вала смонтирован в подшипниковом узле, состоящем из одного и двух радиально-упорных подшипников. Подшипники смазываются специальной густой смазкой. поступающей из камеры протектора гидрозащиты двигателя. Чтобы масло не ухолило из камеры подшипников, вал насоса уплотняется сальником, состоящим из свинцово-графитовых колец.

1.2 Погружные электродвигатели

Погружной электродвигатель (ПЭД) - предназначен для работы в среде пластовой жидкости (смеси нефти и воды в любой пропорции) с температурой не более 90⁰ С, содержащей:

механические примеси (с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса) - не более 0,5 г/л;

сероводород - для нормального исполнения - не более 0,01 г/л, для коррозионностойкого исполнения - не более 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 55%;

гидростатическое давление в зоне двигателя - не более 25 (250) МПа (кгс/см²).

Двигатель трехфазный, двухполостный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, маслозаполненный состоит из двух сборочных единиц - электродвигателя и гидрозащиты.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания, узла токоввода.

Статор представляет собой выполненный из специальной трубы корпус, в который запрессован магнитопровод из листовой электротехнической стали.

В пазы статора уложена трехфазная протяжная обмотка из специального обмоточного провода. Фазы обмотки соединены в звезду.

Внутри статора размещается ротор, представляющий собой набор пакетов, разделенных между собой промежуточными подшипниками и последовательно надетыми на вал. Вал ротора выполнен пустотелым для обеспечения циркуляции масла. Пакеты ротора набраны из листовой электротехнической стали. В пазы пакетов вставлены медные стержни, сваренные по торцам с медными кольцами.

В головке электродвигателя размещен узел упорного подшипника, который воспринимает осевые нагрузки от веса ротора.

В нижней части электродвигателя расположено основание, в котором размещен фильтр для очистки масла.

Секционные двигатели состоят из верхней и нижней сокции, которые соединяются при монтаже двигателя на скважине. Каждая секция состоит из статора и ротора, устройство которых аналогично односекционному электродвигателю. Электрическое соеденение секций между собой последовательное, внутреннее и осуществляется с помощью 3-х наконечников. Герметизация соединения обеспечивается уплотнением при стыковке секций.

1.3 Гидрозащита погружного электродвигателя

Гидрозащита предназначена для защиты погружных маслозаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.

Гидрозащита типа Г состоит из двух сборочных единиц:

- протектора, который устанавливается между двигателем и насосом. Он предназначен для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя;

компенсатора, расположенного в нижней части двигателя. Он предназначен для выравнивания давлений в двигателе и пополнения его маслом.

Протектор гидрозащиты типа Г состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, нижнего корпуса и основания, последовательно соединенных между собой.

На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. Осевые нагрузки через пяту воспринимаются верхним и нижним подпятниками. На обоих концах - шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцевых уплотнения, зафиксированные пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диафрагмы - верхняя и нижняя, концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы сообщается при соединении протектора с двигателем с его внутренней полостью. Протектор заполняется маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.

Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцевыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.

При работе электродвигателя в процессе его выключений и включений масло, его заполняющее, периодически нагревается и охлаждается, изменяясь соответственно в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диафрагмы компенсатора.

В процессе работы происходит утечка масла через торцевые уплотнения. По мере расхода масла диафрагма компенсатора складывается, диафрагмы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждения масла обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, там самым выравнивая давления.

Компенсатор состоит из корпуса и каркаса, к которому крепится диафрагма. Полость за диафрагмой сообщена с затрубным пространством отверстиями в корпусе компенсатора. Пробка, расположенная на наружной поверхности компенсатора, предназначена для закачки масла в компенсатор, а внутреннее отверстие под заглушку - для выхода воздуха при заполнении его маслом, а также для сообщения полости двигателя и компенсатора.

Основные составные части протектора типа П: вал, торцевые уплотнения, корпуса, камеры, связанные гидравлически между собой последовательно с помощью отверстий, выполненных во фланцах в месте установки торцевых уплотнений. Внутренние полости диафрагм заполнены маслом.

Полости внутри диафрагмы защищены от проникновения пластовой жидкости по валу торцевым уплотнением. Нижний конец диафрагмы протектора закреплен герметично, верхний имеет упругое крепление при помощи браслетных пружин, что позволяет осуществлять ругулирование давления при температурных расширениях масла.

Для устранения перепада давления в верхней камере имеется трубка, через которую поступает пластовая жидкость в наружную полость, расположенную над диафрагмой средней камеры.

Основным узлом протекторов являются торцевые уплотнения, предназначенные для герметизации вращающихся валов Ш 25 мм и Ш 35 мм.

1.4 Кабельная линия

Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока к погружному электродвигателю установки.

Кабельная линия состоит из основного питающего кабеля (круглого или плоского) и соединенного с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода.

Соединение основного кабеля с кабелем-удлинителем обеспечивается неразъемной соединительной муфтой. С помощью сростки могут быть соединены также участки основного кабеля для получения требуемой длины.

Кабель-удлинитель имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем.

Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабельной линии к погружному электродвигателю.

Кабельная линия в состоянии транспортирования и хранения располагается на специальном барабане, используемом также при спусках и подъемах установок на скважинах, профилактических и ремонтных работах с кабельной линией.

Кабельные линии для установок УЭЦН(М) изготавливаются по техническим условиям ТУ 26-16-215-87 «Кабельные линии для установок погружных насосов» и ТУ 3542-031-21945400-97 «Кабельные линии и удлинители к кабельным линиям для установок погружных электронасосов».

ТУ 26-16-215-87 на кабельные линии типа К43 предусматривают 120 типоразмеров кабельных линий длиной от 515 до 2450 м и сечением основных кабелей от 10 до 50 мм².

Основные технические характеристики кабельных линий представлены в таблице 4.

Таблица 4. Технические характеристики кабельных линий.

Технические	Тип кабельной линии (ТУ)
характеристики	К43	Модификации КК и КП
Рабочее напряжение, кВ	2,5	2,5
Максимально допустимая температура скважинной среды, оС	90	90 (70)
Минимально допустимая температура при динамических изгибах и перемотках, оС	-40	-40
Максимально допустимый газовый фактор в скважинной среде, м 3/кг	0,25	0,5
Максимально допустимое содержание сероводорода в скважинной среде, г/л	0,01	0,01
Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа	25	25

В качестве основных кабелей К43 могут использоваться кабели марок КПБК, КПБП и КПОБП с полиэтиленовой изоляцией, предназначенные для работы при температуре окружающей среды до 90 ^оС. Для скважин с температурой среды более 95 ^оС в качестве основных должны использоваться теплостойкие кабели марок КПБПТ, КПОБПТ с изоляцией из сшитого полиэтилена, предназначенные для работы при температурах окружающей среды до 110 и 120 ^оС.

В качестве основного кабеля линий КК используется круглый кабель марки КПБК, линий КП - плоский кабель марки КПБП. В качестве кабелей-удлинителей этих линий используются кабеля марок КППБПТ или КПБП.

Сращивание кабелей кабельной линии К43 производится согласно документации 1К23.000 Д2, разработанной ОАО «ОКБ БН-КОННАС».

Соединение токопроводящих жил сращиваемых кабелем может осуществляется пайкой оловянно-свинцовым припоем с использованием медных гильз, опрессовкой с использованием медных гильз, а также пайкой с применением медно-фосфорных припоев.

Контрольные испытания кабельных линий К43 предусматривают следующие виды испытаний:

проверка целостности токопроводящих жил;

испытания электрической прочности изоляции;

изменение токов утечки при испытаниях электрической прочности изоляции напряжением постоянного тока;

изменение сопротивления изоляции;

проверка присоединения размеров муфты кабельного ввода;

испытания муфты кабельного ввода на герметичность.

Кабельные линии К43 наматываются на металлические сварных или сборно-разборные барабаны, при этом последние используются в качестве возвратной тары.

1.5 Устройства управления и защиты погружных электронасосов с двигателями типа ПЭД

Устройства управления УЭЦН изготавливаются различных типов, которые определяются системой энергоснабжения скважины, мощностью управляемого электродвигателя, климатическим исполнением и количеством управляемых насосных установок.

Техническая характеристика устройства ШГС5805-49АЗУ1 представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Техническая характеристика устройства ШГС 5805

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение питающей сети, В	380
Максимальный ток, потребляемый от питающей сети, А, не более	250
Мощность управляемых электродвигателей, кВт	16 - 90
Максимальный номинальный ток питания погружного электродвигателя, А, не более	50
Максимальное номинальное напряжение питания погружного электродвигателя, В, не более	2300
Номинальное напряжение цепей управления, В	380
Номинальный ток цепей управления, А	6
Потребляемая мощность устройства ШГН 5805, Вт, не более	300
Масса устройства, кг, не более	270

Устройство предназначено для наружной установки в условиях умеренного климата при температуре окружающей среды от -40 до +40 ^оС.

Питание погружного электродвигателя осуществляется от трансформатора ТМПН, который в состав комплексного устройства не входит.

Комплексное устройство выполнено в виде металлического шкафа (двухстороннего обслуживания) наружной установки.

Аппараты, находящиеся под напряжением выше 660В, а также выключатель и силовые предохранители расположены в отдельном отсеке, имеющим механическую блокировку, предотвращающую доступ в отсек при включенном выключателе.

Аппараты управления, сигнализации и контроля выделены на переднюю дверь шкафа.

Функционально комплексное устройство состоит из силовой цепи, по которой происходит питание погружного насосного агрегата и системы управления и защиты.

Работа системы управления и защиты обеспечивается блоком БРГ01-81УХЛ2. Блок осуществляет сбор информации о состоянии погружного электродвигателя, обрабатывает полученную информацию и оперирует в заданном режиме коммутационным аппаратом устройств управления, обеспечивая управление работой насосной установки и защищая её от аномальных режимов, вызванных нарушениями как в погружной системе, так и в системе питания.

Комплексное устройство обеспечивает также возможность работы насосной установки при снижении сопротивления изоляции системы кабель - погружной электродвигатель с быстродействующим отключением от перегрузки и деблокирование запоминания срабатывания защит.

Комплексное устройство имеет индикацию текущих параметров работы насосной установки:

тока нагрузки погружного электродвигателя в одной из фаз;

напряжения питающей сети;

сопротивления изоляции системы кабель-погружной электродвигатель.

1.6 Трансформаторы для УЭЦН

Трансформаторы предназначены для питания установок погружных центробежных насосов от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц.

Трансформаторы выпускаются по ТУ 16-517.685-77 Трансформаторные серии ТМПН. Они предназначены для эксплуатации в районах с умеренным или холодным климатом в условиях, соответствующих ГОСТ 15150-69 при высоте над уровнем моря не более 1000 м на открытом воздухе.

Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток ВН (высшего напряжения) и НН (низшего напряжения), бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя.

Магнитопроводы трансформаторов стержневого типа собираются из холоднокатаной электротехнической стали.

Обмотки трансформатора ТМПН-40 многослойные цилиндрические изготовлены из провода АПБ.

Бак трансформатора сварной овальной формы заполняется маслом имеющим пробивное напряжение не ниже 40 кВ. К верхней части бака приварены крюки для подъема собранного и залитого маслом трансформатора. В нижней части бака имеется узел заземления и сливная пробка. Активная часть трансформатора жестко закреплена в баке. Для обеспечения герметичности разъемных частей трансформатора применяются уплотнения из маслостойкой резины.



2. Газосепаратор

Одним из основных факторов, влияющих на работу УЭЦН, является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт-скважина.

Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств нефти и содержания воды всмеси.

Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи).

Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, является оптимальным давлением на приеме Р_опт. Вторая область работы ЭЦН характеризуется увеличением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, называется допустимым давлением на приеме Р_доп. Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля при срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной.

Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется предельным давлением на приеме Р_пред.

Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5--25% от объема добываемой продукции.

Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:

1) спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;

2) применение сепараторов различных конструкций;

3) монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

4) принудительный сброс газа в затрубное пространство;

5) применение комбинированных, так называемых «ступенчатых» (конических), насосов.

Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему.

Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам



2.1 Применение газосепараторов

Метод предусматривает установку на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство.

В различных нефтедобывающих районах прошло промышленное апробирование как отечественного, так и импортного оборудования. По данным эксплуатации была зафиксирована удовлетворительная работа ЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,5.

Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарирует из жидкости в области приема в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости.

Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»).

Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости.

Применение газосепараторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения; газосепаратора -- в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси.

Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство.

2.2 Принцип действия и конструкции газосепараторов

Мировыми производителями выпускается три типа газосепараторов:

1) гравитационные;

2) вихревые;

3)центробежные.

Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. От эффективности их работы во многом зависят параметры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в скважине.

Для отделения газа от жидкости в этих газосепараторах используется плавучесть газовых пузырьков под действием гравитационных или центробежных сил.

Гравитационный газосепаратор имеет наименьший коэффициент сепарации, центробежный - наибольший, а вихревой занимает промежуточное положение.

К устройствам предъявляются следующие требования:

1. ликвидация вредного влияния свободного газа, содержание которого больше допускаемого по техническим условиям, что и приводит к срыву подачи насоса;

2. обеспечение минимального диаметрального размера устройства, соответствующего диаметральным размерам насоса определенной габаритной группы;

3. обеспечение необходимой подачи жидкости через рабочие органы устройства для обеспечения устойчивой работы насоса;

4. обеспечение прохождения удлиненного за счет применения устройства, погружного агрегата по всей глубине скважины, особенно - в наклонно-направленных скважинах. Наиболее часто газосепараторы для ЭЦН выполняютсяпо центробежной схеме. Газосепараторы представляют собой отдельные насосные модули, монтируемые перед пакетом ступеней нижней секции насоса посредством фланцевых соединений. Валы секций или модулей соединяются шлицевыми муфтами.

Одним из первых устройств, запатентованных в нашей стране, был газосепаратор известного российского ученого П. Д. Ляпкова. Принцип действия данного газосепаратора заключается в том, что ротор, вращаясь с валом насоса, создает интенсивное вращательное движение смеси в сепараторе, благодаря чему происходит разделение смеси на жидкость и газ. Газ под действием возникающего при вращении смеси градиента давления выжимается из вращающегося кольца смеси в сторону наименьшего давления, т.е. к центру, а жидкость под действием центробежных сил отбрасывается к периферии внутренней камеры газосепаратора.

Долгое время применялись сепараторы типа 1МНГ5 (рис. 3). Газосепаратор 1МНГ5 обеспечивал работу насоса при газосодержании до 50 %. Они успешно работали в широком диапазоне изменения условий эксплуатации.

Однако сепаратор имел сложную конструкцию, большую массу, был подвержен абразивному износу и обрыву по корпусу сепаратора. Кроме того, в условиях высоких газосодержаний на многих режимах наблюдалось существенное влияние газа на работу ЭЦН, оборудованных 1МНГ5.



Рисунок 3. Газосепаратор типа 1МНГ5

1 - головка; 2 - подшипник; 3 - вал; 4 - сепаратор; 5 - направляющий аппарат; 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; 9 - основание.

Учеными ГАНГ им. И.М. Губкина был предложен новый тип сепарации, на основе которого была разработана конструкция модуля насосного газосепаратора МН-ГСЛ5 (рис.3) к погружным насосам группы 5.Масса нового сепаратора оказалась примерно в 2 раза меньше, чем у 1МНГ5, в частности, за счет упрощения конструкции. Кроме того, в МН-ГСЛ5 предусмотрена защита внутренней поверхности корпуса от абразивного износа. Новый сепаратор позволяет стабильно работать насосу до 80% содержания газа.

Газосепаратор работает следующим образом: ГЖС попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора ГЖС поступает во вращающуюся камеру сепаратора, где под действием центробежных сил газ отделяетсяотжидкости.

Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

Все типы отечественных газосепараторов снабжены защитной гильзой, предохраняющей корпус газосепаратора от гидроабразивного износа. Благодаря этому повышается ресурс работы оборудования, уменьшается вероятность аварии.

Несмотря на широкое применение газосепараторов, необходимо отметить и их недостатки:

1. Возможность блокирования скважины газовыми пробками из-за нестабильного поступления газа из скважины, из-за большой обводненности пластовой жидкости, при которой срывное газосодержание примерно пропорционально (1-в), где в - обводненность, или из-за грубой дисперсности газожидкостной смеси с остаточным газом, поступающей в первое рабочее колесо насоса, либо из-за воздействия всех этих факторов.

2. Применение газосепаратора может привести к частичному фонтанированию скважины по затрубному пространству, что, в свою очередь, может привести к его перекрытию из-за отложений парафина и к прекращению функционирования сепаратора.

3. При применении сепаратора практически не используется полезная работа газа при подъеме пластовой жидкости в НКТ, так как большей частью газ направляется в затрубное пространство.

4. Наблюдаются колебания потребляемой насосом с газосепаратором мощности при откачивании ГЖС. Эти колебания при наличии газовой пробки могут привести к частым остановкам по недогрузке, повторным запускам, что снижает надежность работы всей установки.

5. Как показывает промысловая практика установок ЭЦН с газосепараторами, газосепаратор в силу характерных конструктивных признаков (вращение откачиваемой жидкости с содержащимися в них мехпримесями на расстоянии достаточной протяженности) или в силу недостаточной доработанности конструкции может явиться причиной не только отказа, но и «полета» установки.

Для надежной работы УЭЦН требуется его правильный подбор к используемой скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, происходит не доотбор жидкости или осуществляется работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие снижаются затраты на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период.



3. Определение параметров газосепаратора для УЭЦН

Исходные данные для расчёта:

L_с (глубина скважины) = 2530 м;

Р_пл (пластовое давление) = 24,9 МПа;

К_пр (коэффициент продуктивности) = 2,9 м³/(сутМПа);

В (обводнённость жидкости, в долях) = 0,45;

_в (плотность пластовой воды) = 1010 кг/м³;

_нп (плотность пластовой нефти) = 815 кг/м³;

_нд (плотность нефти дегазированной) = 880 кг/м³;

_г (плотность газа)= 1,10 кг/м3

D_эк.к (диаметр эксплуатационной колонны) = 146 мм;

Т_пл (пластовая температура) = 73С;

Р_нас (давление насыщения) = 8,8 МПа;

_нп (вязкость пластовой нефти) = 3 МПас;

₂₀ (вязкость нефти при температуре 20С) = 27 МПас;

₅₀ (вязкость нефти при температуре 50С) = 9,3 МПас.

G (газовый фактор) = от 35 до 55% м³/т

Максимально возможный дебит ограничен условием:

Р_заб = 0,75 Р_нас ,

где Р_заб - давление на забое скважины МПа.

Минимально возможное давление на забое скважины:

Р_заб.min = 0,75 8,8 МПа = 6,6 МПа.

Р_нас ? МПа

Максимально возможный дебит скважины Q_max определяется по формуле

Q_max = К_пр (Р_пл - Р_заб.min),

где: Qmax = 2,9 м³/(сут МПа) (24,9 МПа - 6,6 МПа) = 53,07 м³/сут.

Зададимся следующими значениями дебитов:

Q₁ = 35 м³/сут; Q₂ = 45 м³/сут; Q₃ = 55 м³/сут.

Глубина спуска насоса определяется по формуле:

Н_н = L_с + 10⁶ (Р_опт + Q/К_пр - Р_пл)/(_ж g),

где: Н_н - глубина спуска насоса, м;

Р_опт - оптимальное давление на приёме насоса, МПа;

_ж - плотность жидкости по стволу скважины, кг/м³;

g - ускорение свободного падения = 9,81 м/с²;

Q - дебит скважины, м³/сут.

Необходимо рассчитать оптимальное давление на приёме насоса при обводнённости жидкости В=0.45, для этого нужно вычислить вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре и относительные вязкости нефти.

Для расчёта вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре используется формула:

lg( _t) = lg(_20С) [lg(_50С)/lg(_20С)]^{((t - 20)/ 30)} ,

где: _t - относительная динамическая вязкость дегазированной нефти при температуре t,

_20С, _50С - относительные динамические вязкости нефти при температуре 20С и 50С соответственно.

_t = _t/1 мПа с,

где:_20С = 27 мПа с/1 мПа с = 27;

_50С = 9,3 мПа с/1 мПа с = 9,3.

По формуле:

lg(_73С) = lg27 (lg9,3/lg27)⁽⁽⁷³ - ^20)/30) = 0,718;

отсюда получаем, что вязкость нефти при температуре 73С :_73С = 5,22 МПа с.

Оптимальное давление на приёме насоса можно определять по формуле:

Р_опт = (_нд/_нп) Р_нас (0,325 - 0,316 В), при _нд/_нп 3,

Проведём проверку этого условия: _нд/_нп = 5,22 мПа с/3 мПа с = 1,74.

По формуле находим оптимальное давление на приёме насоса:

Р_опт = 1,74 8,8 МПа (0,325 - 0,316 0,45) = 2,8 МПа.

Плотность жидкости по стволу скважины определяется как:

_ж = _н' + (_в - _н') В,

где _н' определяется по формуле:

_н' = (_нп + _нд)/2,

_н' = (815 кг/м³ + 880 кг/м³)/2 = 847,5 кг/м³.

По формуле определяем _ж:

_ж = 847,5 кг/м³ + (1010 кг/м³ - 847,5 кг/м³) 0,45 = 920 кг/м³.

Определяем глубины спуска насосов для выбранных дебитов:

При Q₁ = 35 м³/сут

Н_н1 = 2530 м + 10⁶(2,8 МПа + 35 м³/сут /2,9 м³/(сут МПа) - 24,9 МПа)/(920 кг/м³ 9,81м/с²) = 1419 м,

При Q₂ = 45 м³/сут

Н_н2 = 2530 м + 10⁶(2,8 МПа + 45 м³/сут /2,9 м³/(сут МПа) - 24,9 МПа)/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 1801 м,

При Q₃ = 55 м³/сут

Н_н3 = 2530 м + 10⁶(2,8 МПа + 55 м³/сут /2,9 м³/(сут МПа) - 24,9 МПа)/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 2183 м.

В зависимости от глубины спуска и плотности пластовой воды находим значения давления на выходе насоса (Р_вых).

Р_вых1 = 14,75 МПа;

Р_вых2 = 19 МПа;

Р_вых1 = 23,3 МПа.

Рассчитываем потребное давление:

Р_н = Р_вых - Р_опт ,

Р_н1 = 14,75 МПа - 2,8 МПа = 11,95 МПа;

Р_н2 = 19 МПа - 2,8 МПа = 16,2 МПа;

Р_н3 = 23,3 МПа - 2,8 МПа = 20,5 МПа;

Рассчитываем потребные напоры

Н = 10⁶ (Р_вых - Р_опт)/(_ж g),

Н₁ = 11,95 МПа 10⁶/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 1324 м;

Н₂ = 16,2 МПа 10⁶/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 1795 м;

Н₃ = 20,5 МПа 10⁶/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 2271 м.

Вывод:

В соответствии с таблицей 2 наиболее близкий дебит к максимальному (Q_max = 53,07 м³/сут) равный 47 м³/сут, можно получить используя ЭЦНМ5-50-1700. Но тогда необходимо увеличить глубину спуска насоса, что приведёт к увеличению числа спускоподъёмных операций, на насос будут действовать более высокие давления, нагрузки, что может повлиять на устойчивую работу насоса и привести к сокращению межремонтного периода работы насоса. Поэтому для обеспечения более устойчивой работы ЭЦН рекомендуется выбрать ЭЦНМ5-50-1550 с суточной нормой отбора 42 м³/сут.

Рассчитаем глубину спуска для данного насоса.

Н_н = 2530 м + 10⁶(2,8 МПа + 42 м³/сут /2,9 м³/(сут МПа) - 24,9 МПа)/(920 кг/м³ 9,81 м/с²) = 1686 м.

В соответствии с технической характеристикой насоса, выбираем электродвигатель ПЭДУ32-103В5 со следующими параметрами: номинальная мощность - 32 кВт; номинальное напряжение - 1000 В; номинальный ток - 27,5 А.

По параметрам выбранного электродвигателя выбираем другое комплектующее оборудование: кабельная линия - К43.000-20-16; трансформатор - ТМПН-100/3-73У1 (УХЛ1) = 1,17 кВ; комплектное устройство - ШГС5805-49АЗУ1; комплектная трансформаторная подстанция - КТППН-100/10-82УХЛ1 = 6 (10) кВ или 5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1 = 6 (10) кВ.

Исходя из исходных данных о наличии газового фактора от 25 до 55% м³/т и дебита 42 м³/сутки выбираем наиболее подходящий газосепаратор типа 1МН-ГСЛ5. Масса газосепаратора примерно в 2 раза меньше, чем у 1МНГ5, в частности, за счет упрощения конструкции. Кроме того, в МН-ГСЛ5 предусмотрена защита внутренней поверхности корпуса от абразивного износа. Газосепаратор типа 1МН-ГСЛ5 позволяет стабильно работать насосу до 80% содержания газа.

Мною выбранный газосепаратор МН-ГСЛ5 состоит (см. черт?ж 1.040.01.00СБ)

Газосепаратор работает следующим образом: газожидкостная смесь попадает через сетку и отверстия входного модуля на шнек и далее к рабочим органам газосепаратора. За счет приобретенного напора ГЖС поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по каналам переводника на прием насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

...