Выбор и расчет электромеханического оборудования скважинной насосной установки для эксплуатации скважины

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Иркутский национальный исследовательский

технический университет

Задание на курсовое проектирование

По курсу: Нефтегазовое оборудование

Студенту: А.И. Пержаков

(Фамилия, инициалы)

Выбор и расчет электромеханического оборудования

скважинной насосной установки для эксплуатации скважины

Введение

Исходные данные: Плотность: воды-1030 кг/м3, сепарированной нефти-850 кг/м3, газа в нормальных условиях-1 кг/м3; коэффициент вязкости нефти-5,1 м2/с.10-5; планируемый дебит скважины -120 м3/сутки; обводнённость продукции пласта -0,5%; газовый фактор -42 м3/м3; объёмный коэффициент нефти -1,23 ед; глубина расположения пласта(отверстий перфорации) -2250 м; пластовое давление -11,2 МПа; давление насыщения -5 МПа; пластовая температура и градиент- 50, 0,02 0С; коэффициент продуктивности -21 м3/МПа; буфферное давление -1,1/1,1 МПа; содержание механических примесей -110 мг/л; размер обсадной колонны -130мм; текущее объёмное газосодержание-0,18; эффективная вязкость смеси -4,1 м2/с.10-5

Рекомендуемая литература: Ивановский В.Н, Дарищев В.И, Каштанов В.С, Николаев М.Н. Нефтегазопромысловое оборудование, 2002г.-768 с.

Графическая часть на 1 листе.

Дата выдачи задания «04» апреля 2019 г.

Задание получил А.И.Пержаков

подпись

Дата представление проекта (работы) руководителю «10» мая 2019 г.

Руководитель курсового проектирования А. К. Шмаков

подпись

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значи-тельную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта (сухопутного, водного» воздушного), ценное сырье для химической промышленности.

Нефть и углеводородные газы являются основой получения более пяти тысяч различных химических продуктов. В химической промыш-ленности использование углеводородного сырья в широких масштабах позволяет заменить при производстве, например, синтетического каучу-ка этиловый спирт, получаемый из пищевого сырья, дешевым синтети-ческим спиртом.

Из нефти при ее переработке получают бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла, мазут, парафин, битум и другие нефтепро-дукты.

Химическая переработка нефти и газа дает различные полимерные соединения: синтетические каучуки и волокна, пластмассы, краски и т.д.

До 1917 г. основным нефтедобывающим районом был Кавказ. По-сле национализации нефтяной промышленности начался период восста-новления нефтепромыслового хозяйства, разрушенного в годы револю-ции. В это же время открываются новые месторождения в Азербайджа-не, Туркмении, Дагестане, на Сахалине.

После 1945 г. выявлены нефтяные и газовые месторождения в Туркмении, Узбекистане, Казахстане, Нижнем Поволжье, на Кубани, Украине и в Белоруссии. Значительным событием явился ввод в экс-плуатацию в Западной Сибири нефтегазоносных площадей, которые в настоящее время превратили ее в основной нефтегазодобывающий реги-он страны. Принимаются меры по созданию Прикаспийского нефтегазо-вого комплекса.

Поиск и разведку новых месторождений нефти и газа ведут полевые партии, отряды, экспедиции, геофизические и буровые управления.

Мощные буровые установки позволяют сооружать скважины на су-ше и море с глубинами скважин до 5-7 тыс. м.

Проекты разработки нефтяных месторождений включают примене-ние передовых технологических схем размещения скважин, систем под-держания пластового давления и новых методов повышения нефтеотда-чи.

В настоящее время с применением методов искусственного воздейст-вия на продуктивные пласты (в основном, заводнения) добывается 80 % всей нефти нашей страны, При этом повышение степени извлече-ния нефти из недр является одной из главных проблем.

В проектах разработки обязательны разделы по эксплуатации сква-жин, в которых указываются виды и средства добычи нефти и газа, а также потребность в оборудовании.

В этапах разработки рассматриваются фонтанный и механизирован-ный способы эксплуатации скважин. В свою очередь, последний осуще-ствляется в основном с помощью штанговых установок, установок с по-гружными электронасосам.

1.Установка электроцентробежного насоса

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).

1.1 Основные узлы УЭЦН

ЭЦН (электроцентробежный насос) - ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН - это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м³/сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель) - второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) - элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

1.2 Дополнительное оборудование

Газосепаратор - используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС - термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

· Простота наземного оборудования;

· Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м³/сут;

· Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

· Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

· Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

· Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

2. Обзор существующих конструкций насосов

Погружной центробежный насос (ЭЦН) для добычи нефти представляет собой высоконапорный многоступенчатый насос вертикального исполнения, предназначенный для работы с погружением его под уровень добываемой жидкости в скважине.

Погружной насос секционный, многоступенчатый с малым диаметром рабочих ступеней рабочих колес и направляющих аппаратов. Применяемые в нефтяной промышленности погружные насосы имеют от 145 до 400 ступеней.

Длина насоса определяется числом рабочих ступеней и секций, которое зависит от параметров насоса подачи и напора. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпус насоса вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемешаться в осевом направлении. Направляющие аппараты зажаты в корпусе между основанием и верхней гайкой.

Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтр сеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка с установленным в ней обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп - 5, 5а, 6. Диаметры корпусов группы 5 - 92 мм, группы 5а - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса - напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля - секции. Модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные - 50,80,125,200. 160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные - 40. 80,130. 160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

Погружной центробежный модульный насос (ЭЦНМ) разработан и создан для замены насоса типа ЭЦН, для улучшения его ремонтопригодности и более широкого использования принципа взаимозаменяемости узлов и агрегатов погружных насосов. Погружной центробежный модульный насос высоконапорный многоступенчатый вертикального исполнения, секционный. Соединение секций насоса между собой, а также к электродвигателю и гидрозащите фланцевое. Уплотнение соединений осуществляют резиновыми кольцами. Длины секций от 3000 до 5500 мм.

Конструктивно насос состоит из входного модуля, модулей секций, модуля головки.

Входной модуль, представляет собой основание с отверстиями для прохода пластовой жидкости внутрь насоса, защищенной сеткой и двух фланцевых соединений по торцам. Внутри основания на втулках подшипника размещается вал с защитными втулкам, шлицевой муфтой для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. При помощи шпилек модуль верхним концом соединяется с модулем секцией, а нижним концом к гидрозащите электродвигателя.

Модуль секция, состоит из корпуса, вала, пакета ступеней, верхней осевой опоры, верхнего радиального подшипника, нижнего подшипника. На верхнюю часть корпуса навинчена головка с фланцевым соединением в верхней части. В нижнюю часть корпуса ввинчено основание с фланцевым соединением в нижней части и двумя ребрами для прокладки, крепления и защиты плоского кабеля от механических повреждений. Вал с двух концов имеет шлицы для соединений посредством шлицевых муфт к валу входного модуля и валов других модулей-секций. Валы модулей секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов (2, 3 и 5 м), унифицированы по длине.

Основным рабочим органом, обеспечивающим передачу энергии от вала насоса потоку перекачиваемой жидкости, является ступень центробежного насоса

В отечественных конструкциях погружных насосов промышленное применение получили ступени с рабочими колесами плавающего типа, то есть рабочие колеса могут свободно перемещаться вдоль вала насоса в пределах осевой высоты направляющего аппарата, и воспринимающие крутящий момент от вала насоса при помощи шпонки. Такое решение предназначено для снятия осевых усилий, возникающих на рабочем колесе одностороннего входа, с вала насоса и передачей его на корпус соответствующего направляющего аппарата и далее на корпус насоса. Конструктивно такое решение осуществляется установкой на переднем и заднем дисках рабочего колеса методом запрессовки «текстолитовых» или «резиновых» опорных шайб (колец), а в направляющем аппарате, в месте контакта с этими шайбами, изготовлены цилиндрические выступы (буртики), которые образуют в каждой ступени насоса осевой подшипник скольжения, воспринимающий осевое усилие, возникающее на рабочем колесе.

2.1 Преимущества ЭЦН

Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦНы могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦНы являются одним из наиболее высокообъемных методов механизированной эксплуатации. ЭЦНы имеют преимущество над другими высокообъемными методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не является важным для обеспечения возможности откачки таких больших объемов.

По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно, но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются относительно невысокими.

2.2 Недостатки ЭЦН

Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.

Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос. Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса.

3. Подбор оборудования и выбор узлов насосной центробежной установки

При подборе ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [7]. Основными среди этих допущений являются:

1. Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.

2. Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины - прием насоса» при любых величинах дебитов скважины.

3. Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.

4. Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.

5. Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.

6. Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.

7. Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора ЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1. Плотности, кг/м³:

воды 1030

сепарированной нефти 850

газа в нормальных условиях 1

2. Вязкости, м²/с:

воды 1,01

нефти 5,1

3. Планируемый дебит скважины, м³/сут 120

4. Обводненность продукции пласта, % 0,5

5. Газовый фактор, м³/м³ 42

7. Глубина залегания забоя скважины, м 2250

8. Пластовое давление, МПа 11,2

9. Давление насыщения, МПа 5

10. Пластовая температура, ⁰С 50

11. Температурный градиент, ⁰См 0,02

12. Коэффициент продуктивности, м³/МПа сут 21

13. Содержание механических примесей, мг/л 110

14. Буферное давление, МПа 1,1

15. Наружный диаметр обсадной колонны, мм 130

16. Толщина стенки обсадной колонны, мм 9

Определяется плотность смеси на участке «забой скважины - прием насоса» с учетом упрощений, с_см:

?_см = [?_в*b+?_н*(1-b)]_*(1-Г)+?_г*,

где с_и - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м; с_в - плотность пластовой воды; с_г - плотность газа в стандартных условиях; Г - текущее объемное газосодержание; b - обводненность пластовой жидкости.

с_см = [1030_*0,5+850_*(1-0,5)]_*(1-0,18)+1_*0,18=771 кг/м³.

Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, Р_заб:

P_заб = Р_пл - Q/K_прод, (2)

где Р_пл - пластовое давление, МПа; Q - заданный дебит скважины, м³/сут; К_прод - коэффициент продуктивности скважины, м³/МПа.

Р_заб = 11,2-120/21=5,49 МПа=5,5_*10⁶ Па.

Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости, Н_дин:

Н_дин = L_скв-Р_заб/?_см*g, (3)

где L_скв -- глубина расположения пласта, м.

Н_дин = 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):

P_пр = (1-Г)_*Р_нас, (4)

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

Р_пр = (1-0,15)·5=4,25 МПа=4,25_*10⁶ Па.

Определяется глубина подвески насоса, L:

L = H_дин+Р_пр/?_см*g,

L = 1523+4,25·10⁶/771·9,8=1124 м.

Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса, T:

T = T_пл-(L_скв-L)_*G_T3,

где Т_пл -- пластовая температура, °С; G_т - температурный градиент, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124)_*0,02=27,5 °С.

Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос, B:

В* = b+(1-b)[1+(B-1)vP_пл/Р_нас,

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объемная обводненность продукции; Р_пр - давление на входе в насос, МПа; Р_нас - давление насыщения, МПа.

В^*=0,5+(1-0,5)[1+(1,23-1)v4,25/5]=1,1.

Вычисляется дебит жидкости на входе в насос, Q_пр:

Q_пр = Q_*B

Q_пр = 120_·1,1=132 м³/сут = 0,0015 м³/с.

Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос, G_пр:

G_пр = G_*[1-(P_пр/Р_нас)], (9)

где G -- газовый фактор, м³/м³.

G_пр = 42_*[1-(4,25/5)]=6,3 м³/м³.

Определяется газосодержание на входе в насос, в_вх:

в_вх=1/[((1+P_пр/Р_нас)/В*)/G_пр+1]; (10)

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

Вычисляется расход газа на входе в насос, Q_г.пр.с:

Q_г.пр.с = Q_пр*в_вх/(1- в_вх);

Q_г.пр.с =132_*0,8/(1-0,8)=528 м³/с.

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

C = Q_г.пр.с/f_скв,

где f_скв -- площадь сечения скважины на приеме насоса.

f_скв = р_*d²/4, где: d -- диаметр обсадной колонны, м.

f_скв = 3,14_*0,13²/4=0,013 м²;

С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с.

Определяется истинное газосодержание на входе в насос, ?:

? = в_вх/[1+(C_n/C)в_вх],

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

ц = 0,8/[1+(0,0016/0,47)_*0,8]=0,8.

Определяется работа газа на участке «забой -- прием насоса», Р_г1:

Р_rl = Р_нас {[1/(1-0,4_*?)]-1};

Р_г1 = 5[[1/(1-0,4_*0,8)]-1]=2,35 МПа.

Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса -- устье скважины», Р_г2 :

P_г2 = Р_нас{[1/(1-0,4?_буф]-1}, (15)

где

?_буф = в_буф/[1+C_п/С)_* в_буф ;

в_буф = 1/[((1+P_пр/Р_нас)/В_буф^*)/G_буф+1].

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

в^*_буф = b+(1-b)[1+(B-1)vP_буф/Р_нас];

в^*_буф = 0,5+(1-0,5)[1+(1,23-1) ]=1,05;

G_буф = G[1-(P_буф/Р_нас)];

G_буф = 42_*[1-(1,1/5)]=32,8 м³/м³;

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

ц_буф = 0,95/[1+(0,0016/0,47)_*0.95]=0,95;

Р_г2 = 5[[1/(1-0,4_*0,95)]-1]=3 МПа.

Определяется потребное давление насоса, Р:

Р = pg_*H_дин+Р_буф - Р_г1 - Р_г2; (16)

Р = 850_*9,8_*1523+1,1_*10⁶-3_*10⁶=8,4 МПа,

где Н_дин - глубина расположения динамического уровня; Р_6уф - буферное давление; Р_г1 - давление работы газа на участке «забой - прием насоса»; Р_г2 - 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.

Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «О» (напор, мощность), Q_ов:

Q_ов = 165 м³/сут=0,0019м³/с, Н_ов=475 м, з_ов=0,60, N_ов=15 кВт.

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

K_Qv = 1-4,95_*v^0,85_*Q_оВ^-0,57,

где н - эффективная вязкость смеси, м²/с*10^-5; Q_oB -- оптимальная подача насоса на воде(рис.2.1), м³/с.

К_Qн = 1-4,95_*0,000041^0,85_*0,0019^-0,57=0,967.

Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости, К_зн:

K_зv = 1-1,95_*v^0.4/Q_оВ^0,27;

К_зн = 1-1,95_*0,000041^0,4/0,0019^0,28=0,8.

Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос, K_c:

K_c = 1/[1+(6,02_*Q_пр/f_скв)],

где f_скв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м².

f_скв.к = f_скв +f_н,

где f_н - площадь сечения насоса, м².

f_н = р_*d²н/4,

где d_н - диаметр насоса, [Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами, 6.3 Установки погружных центробежных насосов, таблица 6.2], м.

f_н = 3,14_*0,124²/4=0,012 м²;

f_скв.к = 0,013-0,012=0,001 м²;

К_с = 1/[1+(6,02_*0,0015/0,001)]=0,1.

Таблица

Определяется относительная подача жидкости на входе в насос, q:

q = Q_ж.пр/Q_оВ,

где Q_oB - подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса, м³/с.

q = 0,0015/0,0019=0,78 .

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

q_пр = Q_ж.мр/Q_оВ*К_Qn;

q_пр = 0,0015/0,0019·0,967=0,82.

Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации, в_пр:

в_пр = в_вх*(1-К_с);

в_пр =0,8_*(1-0,1)=0,72.

Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости, K_Hv:

K_Hv = l-(l,_07*v^0,_6*qnp/Q_ОB^0,57);

K_Hv = 1-(1,07_*0,000041^0,6_*0,82/0,0019^0,57)=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 см²/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, K:

K = [(1-в)/(0,85-0,31_*q_пр)^А],

где А = 1/15,4-19,2_*q_пр+(6,8_*q_пр)²];

А = 1/[15,4-19,2·0,82+(6,8·0,82)²]=0,032;

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

Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме, H:

H = P/?_*g_*K_*K_Hv;

Н = 8,4_*10⁶/771_*9,8_*0,2_*1=5559 м.

Вычисляется необходимое число ступеней насоса, Z:

Z = H/h_cT,

где h_c - напор одной ступени выбранного насоса.

hс = Hтабл/100,

где H_табл - напор, м.

h_ст =1835/100=18,35 м;

Z =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, з:

з = K_зv*K_c*з_oB,

где з_оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

з = 0,967_*1_*0,6=0,58.

Определяется мощность насоса, N:

N = P_*Q/з;

N = 8,4_*10⁶_*0,0019/0,58=27517 Вт=27,5 кВт.

Определяется мощность погружного двигателя, N_пэд:

N_пэд = N/з_пэд,

где з_ПЭД - КПД погружного электродвигателя (приложение 15 Основные параметры погружных насосов).

N_ПЭД = 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, Р_гл:

P_гл = ?_глg_*L+P_буф+P_заб-Р_пл,

где с_гл - плотность жидкости глушения,( 920 кг/м³).

Р_гл = 920_*9,8_*2250+1,1_*10⁶+5,5_*10⁶-11,2_*10⁶=14,7 МПа.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины, H_гл:

H_гл = Р_гл/?_глg;

Н_гл = 14,7_*10⁶/920_*9,8=1630 м;

Н_гл>Н ; 1630>475.

Величина Н_гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

N_гл = Р_гл*Q/з

N_гл =14,7_*10⁶_*0,0019/0,58=48155 Вт=48,15 кВт.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины, N_пэд.гл :

N_пэд.гл = N_гл/з_ПЭД; (33)

N_пэд.гл = 48,15/0,54=90 кВт.

Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса, T:

T>[T] ;

100°С>27,5°С,

где [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, W:

W = Q/F,

где F=0,785(D²-d²) - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; d - внешний диаметр ПЭД.

F = 0,785_*(0,13²-0,116²)=0,0027 м²;

W = 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 ДL = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ДL 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 [3].

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, ?N₁₃₀:

?N₁₃₀ = N_н*({1/[b₂-c₂(N_н/N_д.н.-d₂)²_*з_д.н.]}-1),

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

ф₁ = b_3*?N₁₃₀ - c₃,

где b₃ и с₃ - конструктивные коэффициенты.

Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (t_oxл), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя, t_oxл:

t_охл = t_пл - (1,6_*10^-2 - 2,85_*10^-5 Q_ж)_*(Н_ф - Н_п);

K_ф = (2-B)_*(1-0,75_*в_вх).

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом K_t:

K_t = 1-b₅(1-0,0077(r_1*K_r+t_охл),

где b₅ - коэффициент (см. прил. 3 [15]).

Тогда потери энергии в двигателе (УN) и его температура (t_дв) будут равны, ?N:

?N = ?N_130*K_t;

t_дв = t_охл+(b₃*?N-c₃)_*K_t.

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, ДN_каб:

ДN_каб = 3_*I_*R_o*L_каб*10^-3

где I - сила тока двигателя; L_каб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); R_о - активное сопротивление 1 м длины кабеля,

L_каб = L+50;

L_каб =1124+ 50=1174 м;

R_o = [1+б(t_каб-20)]_*(1,31)_*p₂₀/q, (44)

где с₂₀ - удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм²/м; q - площадь сечения жилы кабеля, мм²; б -температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/ °С; t_каб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.

R_о =([1+0,0041_*(27,5-20)]_*(1,31)_*0,0195/50)10=0,53 Ом/км;

?N_каб =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 6-0% 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

ДU_пуск = v3(R_ocos?+X_osin?) I_пуск*L_каб^з, (45)

где Х_о - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм² равно 0,1_*10³ Ом/м; cos ц и sin ц - 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.

?U_пуск = v3_*(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:

ДР = р_ж л(Lv²/2d_нкт), (46)

где л - коэффициент Дарси,

л = 0,021/d^0,3_н,

где d_н - диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности = 0,124 мм), мм.

л = 0,021/0,124^0,3=0,04;

л = 0,021/0,116^0,3=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).

4.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 (D_a) 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.

5. Описание насоса ЭЦН5-80-1200

Насос состоит из: (чертеж № 1.023.01.00.СБ), подшипник нижний 1, колесо рабочее 2, муфта шлицевая 3, муфта шлицевая 4, подшипник верхний 5, опора верхняя 6, основание 7, подпятник 8, шайба пяты 9, шайба 10, шпонка 11, опора нижней пяты 12, втулка дистанционная 13, втулка распорная 14, втулка распорная 15, втулка распорная 16, втулка 17, втулка 18, втулка 19, втулка 20, втулка защитного вала 21, крышка упаковочная 22, головка 23, кольцо опорного вала 24, опора нижняя 25, втулка защитная 26, корпус 27, отбойник 28, ребро 29, вал нижний 30, кольцо 31, гайка 32, болт 33, крышка упаковочная 34, аппарат направляющий 35, опора промежуточная 36.

Техническая характеристика:

Насос ЭЦН5-80-1200. Основные технические показатели выбранного насоса (для оптимального режима на воде): подача Q_ОВ = 80 м³/сут; напор Н_хар = 1200 м; коэффициент полезного действия з = 0,58; количество ступеней выбранного насоса Z_ст = 304;

Двигатель ПЭД 28-103 с КПД - 0,73; напряжение - 850 В; сила тока - 34,7 A; cosa = 0,75; температура окружающей среды - до 70 °С. Запас по мощности составит 3,2 кВт.

Вывод

На основе расчетов по величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «О» (напор, мощность) были подобраны:

1) насос ЭЦН5-80-1200. Основные технические показатели выбранного насоса (для оптимального режима на воде): подача Q_ОВ = 80 м³/сут ; напор Н_хар = 1200м ; коэффициент полезного действия з = 0,58; количество ступеней выбранного насоса Z_ст = 304;

2) Двигатель ПЭД 28-103 с КПД - 0,73; напряжение - 850 В; сила тока - 34,7 A; cosa = 0,75; температура окружающей среды - до 70 °С. Запас по мощности составит 3,2 кВт.

Насос годен для отбора тяжелой жидкости.

заключение

В курсовом проекте путем расчетов был подобран ЭЦН, другими словами произведен выбор таких типоразмеров насоса, погружного электродвигателя с протектором, диаметра НКТ и глубины спуска насоса в скважину, сочетание которых на установившемся режиме обеспечивает заданный отбор жидкости при наименьших затратах.

Литература

энергоноситель насосный скважина

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.

2. 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.

3. 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.

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

5. Каталог ОАО «Новомет».-Пермь: ОАО «Новомет». -2001.

6. Каталог ОАО «АЛНАС».- Альметьевск: ОАО «АЛНАС».-2001.

7. СТО 005 Стандарт организации «ИРНИТУ»: Оформление курсовых проектов и выпускных квалификационных работ технических специальностей. -2015.

Размещено на Allbest

...