Последовательность подбора насосной центробежной установки

Литература 23

Введение

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерна неблагоприятная геолого-иехническая структура запасов нефти.

Средством ухудшения структуры запасосв становиться снижение средных дебитов добывающих скважин. Другой особенности является добыча нефти за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, в частности метод гидроразрыва пласта, и использования повышенной депрессии на пласт.Крупнейшие месторождения, открытые в 60-70-х годах ХХ века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненностть продукции этих месторождений достигла 80-90% и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющим фактором является коррозийная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насышения, вязкость нефти и эмульсий.

В РФ среди бесштанговых насосов наиблее распространенными являются установки центробежных насосов. ЭЦН имеют очень большой диапазон подач от 10 до 1000м³/сут и более способны развивать напор до 3500м. В области больших подач ( свыше 80м³/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.

Целью данной курсовой работы является подбор оборудования и выбор узлов УЭЦН по условиям добычи нефти из скважины. Подбор ведется по алгоритму, в основу которого многократно испытанные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвещенных изучению фильтации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта.

Последовательность подбора насосной центробежной установки

1) Определяется плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса» с учетом упрощений:

где – плотность сепарированной нефти, кг/м³; – плотность пластовой воды, кг/м³; – плотность газа в стандартных условиях, кг/м³; Г – текущее объемное газосодержание; b – обводненность пластовой жидкости.

2) Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где Р_пл — пластовое давление; Q — заданный дебит скважины; К_прод — коэффициент продуктивности скважины.

3) Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

4) Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса:

5) Определяется глубина подвески насоса:

6) Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Т_пл — пластовая температура; G_т — температурный градиент.

7) Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b - объем

ная обводненность продукции; Р_пр — давление на входе в насос; Р_нас - давление насыщения.

8) Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

9) Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G — газовый фактор.

10) Определяется газосодержание на входе в насос:

11) Вычисляется расход газа на входе в насос:

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

13) Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

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).

14) Определяется работа газа на участке «забой — прием насоса»:

15) Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:

16) Определяется потребное давление насоса:

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».

17) 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 «Q = 0» (напор, мощность). Выбираем насос ЭЦНА5-30-600

Характеристика нососов ЭЦНА5-30. ТУ 3631-025-21945400-97 на подачу 30 /сут на воде плотностю .количество ступеней-167

Характеристики насоса при работе на воде

Подача
Напор
КПД

Параметры работы насоса в оптимальном режиме:

Q_ов =30м³/сут=0,00034м³/с; Н_ов =600м; η_ов=0,35; N_ов=37кВт

Для получения реальной характеристики насоса выполним перерасчет напора и КПД

η^! = η(1-ΔН/Н)

ΔН = 0,92∙Н_опт/(3,9+0,023∙Q_опт) = 0,92∙600/(3,9+0,023∙30) = 120 м

Н^! = Н-ΔН = 600-120 = 480 м;

η^!=0,35(1-120/600)=0,28;

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

где ν — эффективная вязкость смеси; Q_oB — оптимальная подача насоса на воде.

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

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где: f_кол — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м².

f_кол= f_ок - f_н,

где: f_н — площадь сечения насоса, м².

f_н =π·d²_н/4,

где: d²_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_ок =3,14·0,13²/4 = 0,0133м²

f_н = 3,14·0,124 ²/4 = 0,012 м²

f_кол= 0,0133-0,012 = 0,0013м²

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q_oв — подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристике насоса.

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

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.

β_пр = 0,42·(1 - 0,427) = 0,24

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

K_Hv = l-(l,07v^0,6q_np/Q_OB^0,57) = 1-(1,07·(1,2 ^0,6·0,81/0,00034^0,57) = 0,91

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

26. Определяется напор насоса на нефти при оптимальном режиме:

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

Z = H/h_ст,

где h_ст — напор одной ступени выбранного насоса.

h_ст =H_табл/228 = 600/167=3,6 м,

где: H_табл — напор (приложение 4, таблица 4.2), м.

Z = 670/3,6 = 185 ступень.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса: Z­ = 167 Выбираю насос ЭЦНА5-30-600 с Z=167

ΔZ=(185-167)/185 =0,097,

Так как насос ЭЦНА5-30-600 выбирала уверено.

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

η = 0,82∙0,427∙0,35 = 0,12

где η_оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

N =3,2·10⁶·0,00034/0,12 = 9 кВт

30. Определяется мощность погружного двигателя:

N _ПЭД = 9/0,34 = 26,47 кВт

где: η_ПЭД — КПД погружного электродвигателя (Приложение 15. Основные параметры погружных насосов).

Выбираю ЭДС 7-103

31. 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: ρ_гл — плотность жидкости глушения (можно принять 920 кг/м³).

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины

Величина Н_гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса. H > H_гл

Определяется мощность насоса при освоении скважины

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

32. Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

73,32°С < 90°С

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

33. 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.

F = 0,785·(0,13² – 0,124²) = 0,0012м²

W = 0,00034/0,0012 = 0.283м/с

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

Выбранный насосный агрегат в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески.

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.

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 (таб 1.19 Скважинные насосные установки для добычи нефти I = 122.5 А) , А; 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 = 4395 + 50 = 4445 м.

где ρ₂₀ — 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; α — 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.

Rо = ([1+0,0041·(90-20)]·(1,31)·0,0195/50)10 = 0,657 Ом/км

∆N_каб = 3·37·0,657·4445·10^-3 = 324 Вт

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 Х_о — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм² 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. Iпуск — сила тока при пусковом режиме (её можно принять 150 А).

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

∆U_пуск = ·(0,657·0,86+0,129·0,6)·65·4445/100 = 3215 В

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

(3.46)

где: λ — коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d^0,3_н ,

где: dн — диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности ); λ — коэффициент Дарси;

λ = 0,021/d^0,3н ,

λ = 0,021/0,124^0,3=0,039

∆Р = 893,32·0,039·(4395·(1,2·10^-5)²/2·0,13) = 0,000085 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.