Исходные данные для расчёта

Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5-80-2160.

Дебит скважины, м3/сут	Qж=76
Обводнённость добываемой продукции, %	n=3
Глубина скважины, м	Hс=2830
Глубина подвески насоса, м	Hп.н.=1660
Динамический уровень, м	Нд=2120
Внутренний диаметр э/к, м	D=0,146
Давление в затрубном пространстве, атм.	Pзатр.=12
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	rн.пов.=0,856
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	rн. пл.=0,831
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях	bпл.=1,2
Плотность добываемой воды, г/см3	rв.=1,023
Давление насыщения нефти газом, атм.	Pнас.=84
Пластовое давление, атм.	Pпл.=240
Удлинение ствола скважины, м	Lуд.=79
Плотность жидкости глушения, г/см3	rж. гл.=1,16
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	mн.пл.=0,6
Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скважине, м3/сут	Qж. опт.=125
Коэффициент продуктивности скважины м3/сут	Кпр.=2,5
Давление на буфере, атм	Pбуф.=15

Решение:

1.Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

0,972

3. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.

0,821 (г/см³)

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.

0,837 (г/см³)

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

1,194

8. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при m_см 5 сП)

0,871 (сП)

m_н.пл – вязкость пластовой нефти, сП.

Если m_см 5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты К_q= 1; K_н= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как m_см =0,871сП.

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

274 (м)

Н_п.н. – глубина подвески насоса в скважине, м

Н_д. – динамический уровень в скважине, м

Р_пл. – пластовое давление по скважине, атм.

Р_затр. – затрубное давление в скважине, атм.

Р_буф. – давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 125 м³/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S₁= 653,92 м; S₂= 18,17292 сут/м²; S₃= 0,10791 сут²/м⁵;

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

2039,511 (м⁶/сут²)

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

4,967

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

48,55 (м³/сут)

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

114,851 (м³/сут)

11. Проектное забойное давление в скважине.

194,057 (атм.)

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

1157,093 (м)

13. Глубина подвески насоса в скважине.

1514,272 (м)

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

637,817 (м)

15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.

137,139 (м³/сут)

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 100 –155(м³/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 153,481 (м³/сут) находится в рабочей области.

График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен на рис.______.

На напорную характеристику скважины накладывается напорная - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис.___). Точка пересечения характеристик скважины и ЭЦН по оси «X» дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а по оси «У» - напор, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (заштрихована).

Как видим, в нашем случае точка пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области.

Показать на рисунке совместную работу скважины и рассчитанного насоса.

Рис.1 График согласования напорных характеристик скважин и насоса.

Общая схема УЭЦН представлена на рис.2.(Охарактеризовать работу установки в целом и описать назначение отдельных компонентов установки)

Погружные центробежные насосы, предназначенные для откачки жидкости из нефтяных скважин принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном в жидкость состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов специфического конструктивного исполнения. Внешне они ничем не отличаются от трубы, но внутренняя полость такой трубы содержит большое число сложных деталей, требующих совершенной технологии изготовления.

Погружные центробежные электронасосы – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые в движение погружным электродвигателем специальной конструкции. Электродвигатель питается электроэнергией, подводимой с поверхности по кабелю от трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150 – 300м.

Соединение сборных единиц насосного агрегата – фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц – при помощи шлицевых муфт.

Погружной центробежный модульный насос (далее именуемый «насос») – многоступенчатый вертикального исполнения. Насос состоит из входного модуля, модуля секции (модулей секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов.

Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу подсоединяется насосный модуль – газосепаратор. Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Все насосы делятся на две группы: обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе). По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5; 5а; 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92мм, группа 5а – 103мм и группа 6 – 114мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока в электросети.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде зависимостей – (напор, подача), (к.п.д., подача), (потребляемая мощность, подача). Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор. При определенном соотношении подачи и напора, обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 – 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а так же с большим числом ступеней имеют пониженный к.п.д. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называют оптимальным режимом работы насоса. Допускается работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы отклонений должны соответствовать снижению к.п.д. насоса (на 3-5%).

Напор, который может преодолеть насос, прямо пропорционален числу ступеней. Напор, развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят в свою очередь от радиальных габаритов насосов.

Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты. Двигатели работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости:

· с температурой до 110 °С;

· содержание механических примесей с относительной твердостью частиц не более 0,5 г/л;

· количество свободного газа (по объему) - не более 50%;

· гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 20 МПа.

Пуск, управление работой двигателя и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса. Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения, которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом ПЭДа. Скорость этого потока и качество жидкости влияют на температурный режим ПЭДа. Известно, что вода имеет большую теплоемкость, чем чистая нефть. Поэтому при откачке обводненной продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучше, чем при откачке чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу двигателя из строя. Для контроля за температурой применяют термоманометрическую систему ТМС-3, которая защищает погружные агрегаты от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Приложение 1.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Факультет__________________ Нефтетехнологический____________________

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

«_________________________________________________________ »

Выполнил: Проверил:

Студент_______________________ Доцент кафедры РиЭНиГМ

(обозначение группы) Баландин Л.Н.__________

_______________________ Оценка__________________

(ФИО)
«___ »___________ 2008 г. «___ »___________ 2008 г.

Самара 2008 г.

Приложение 2.

ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ

Поля: слева- 30мм; справа- 10 мм; сверху и снизу- по 20 мм. Текст может
быть рукописным или машинописным.

При наборе текста на компьютере следует придерживаться следующих
правил:

- шрифт- Times New Roman 14 размера;

- полуторный межстрочный интервал;

- абзац- 10 мм;

- выравнивание по ширине.

Заголовки разделов- прописными буквами без переносов. Расстояние
между заголовком и последующим текстом должно быть равно 15 мм при
рукописном тексте или двум интервалам- при машинописном.

Страницы записки нумеруются последовательно (считая с титульного
листа) до последней страницы, включая приложение. Номера страниц
проставляются в правом верхнем углу поля арабскими буквами. На
титульном листе и техническом задании номера считаются, но не
проставляются.

Таблицы- обозначаются в пределах раздела двойной нумерацией (первая
цифра- номер раздела, вторая- порядковый номер таблицы). Таблица должна
иметь заголовок, выше которого над правым углом таблицы пишется слово
«таблица». Формулы и рисунки нумеруют в пределах раздела также двойной
нумерацией. Рисунки должны иметь заголовок, который помещают над
изображением, а номер рисунка- под изображением. Рисунки могут располагаться по тексту или в приложении. В тексте должны быть ссылки на
таблицы и рисунки, например: «В табл. 2.1 приведено...», «На рис. 2.5
изображено...», «На рис. 2.2П показано...». Буква П указывает, что рисунок
расположен в приложении. Повторные ссылки даются в круглых скобках:
(см. рис. 3.3), (см. табл. 1.3).

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1983г,
2005 г.

2. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д.т.н. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1974г.

3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. Учебное пособие для

N.

техникумов. М; Недра, 1989г.

4. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.

5. Андриасов Р.С., Мищенко А.М, Петров А.И. и др. Справочное
руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под общей ред. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.

6. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для
техникумов. М: Недра, 1979г.

7. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.

8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений М.:
Недра, 1990.

9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.:
Недра, 1978.

10.Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи

нефти. М: Недра, 1967.
11.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование

для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.