МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова» Высшая школа энергетики, нефти и газа КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине На тему Эксплуатация и обслуживание нефтепромыслового оборудования Подбор установок ЭЦН для добычи нефти Выполнил обучающийся: Веденин Денис Анатольевич Направление подготовки: 21.03.01 Нефтегазовое дело Курс: 4 Группа: 241003 Руководитель: М.В. Теселкин, старший преподаватель Признать, что работа выполнена и защищена с отметкой (отметка прописью) Руководитель (дата) М.В. Теселкин (подпись руководителя) Архангельск 2023 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова» Кафедра транспорта, хранения нефти, газа и нефтегазопромыслового оборудования ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ По дисциплине Эксплуатация и обслуживание нефтепромыслового оборудования студенту ВШЭНГ 4 курса 241003 группы Веденин Денис Анатольевич ТЕМА: Подбор установок ЭЦН для добычи нефти ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ: Вариант №3 1. Выполнить анализ погружных электродвигателей 2. Произвести расчет параметров и выбрать подходящую установку ЭЦН по заданным параметрам работы скважины (вариант - 3): Плотность дегазированной нефти – 811 кг/м3 Плотность воды – 1031 кг/м3 Плотность газа при стандартных условиях – 1,13 кг/м3 Вязкость смеси - 14 мм2/с Планируемый дебит скважины - 80 м3/сут Среднее объемное содержание газа – 0,16 доли ед. Газовый фактор – 24 м3/м3 Объемный коэффициент нефти – 1,17 ед. Обводенность скважинной продукции – 0,31 доли. ед. Глубина расположения пласта - 3241 Lскв, м Пластовое давление – 15,9 МПа Давление насыщения – 9,4 МПа Буферное давление – 1,4 МПа Пластовая температура - 52 ºС Коэффициент продуктивности пласта – 45 м3/(МПа∙сут) Условный диаметр обсадной колонны – 146 мм Толщина стенки обсадной колонны – 6,5 мм Условный диаметр НКТ – 102 мм Толщина стенки НКТ – 6,5 мм Срок проектирования « 1 » апреля 2024 г. по « 29 » апреля 2024 г. Руководитель работы ст. преподаватель ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ М.В. Теселкин ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................ 5 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ........................................................................................... 6 1.1 Виды эксплуатации скважины ................................................................................ 6 1.2 Газлифтный способ добычи .................................................................................... 7 1.3 Принципиальная схема УЭЦН и ее элементы ....................................................... 9 1.4 Характеристика ЭЦН ............................................................................................. 10 1.5 Методика подбора УЭЦН к скважине .................................................................. 12 2 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ УЭЦН ................................................................. 13 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................................ 23 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ............................................................ 24 ВВЕДЕНИЕ Данная курсовая работа будет состоять из двух разделов: В первом разделе необходимо, изучив предлагаемые и найденные самостоятельно источники информации, описать конструкцию и назначение трубчатой печи подогрева нефтепродуктов. Во втором разделе необходимо произвести параметры работы установки ЭЦН, подобрать насос, привести его характеристику. Подбор установок ЭЦН (электрических центробежных насосов) для добычи нефти является важным этапом в проектировании и эксплуатации нефтяных скважин. ЭЦН используются для подъема нефти из скважин при недостаточном давлении в пласте или при больших глубинах скважин. Правильный подбор установок ЭЦН позволяет оптимизировать процесс добычи нефти, повысить эффективность работы скважины, снизить затраты на эксплуатацию и обслуживание. Для этого необходимо учитывать ряд параметров, таких как глубина скважины, дебит жидкости, физико-химические свойства нефти и воды, требуемое давление на выходе и другие. 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Виды эксплуатации скважины На данный момент времени существует 3 основных вида эксплуатации скважины: фонтанный, газлифтный и механизированный. Фонтанный способ эксплуатации скважин - это простой и дешевый метод добычи нефти и газа, который применяется в случаях, когда давление внутри пласта достаточно высокое для обеспечения продуктивности скважины [1]. При использовании фонтанного способа, по словам Гиматудинова Ш.К., необходимо решить ряд задач, чтобы поднять скважинную продукцию: 1) установить режимы работы фонтанных скважин на отдельных этапах разработки по проектным данным; 2) выбрать глубину спуска и диаметр НКТ; 3) определить устьевое противодавление, когда обеспечивается наибольший приток жидкости; 4) рассчитать забойное давление и обводненность, соответствующие условиям прекращения фонтанирования; Краткий принцип работы фонтанного способа заключается в следующем. Скважина открывается путем удаления пробки или клапана на вершине скважины. При этом нефть и газ вытекают из скважины свободным потоком под действием своего собственного давления. Далее, нефть и газ направляются на поверхность, где происходит их обработка и переработка [1]. Механизированный способ эксплуатации скважин - это более сложный и дорогой метод добычи нефти и газа, который включает использование различных технических средств, таких как насосы и компрессоры, а также технологий для увеличения добычи из скважины [2]. Мищенко выделяет следующие основные задачи, которые необходимы для подъема продукции: 1) На дне скважины устанавливают насосно-компрессорную колонну (НКТ) специальную трубу, внутри которой размещают насос, который будет поднимать нефть на поверхность; 2) электрический двигатель, расположенный на поверхности, передает вращение через редуктор на насос внутри НКТ; 3) насос погружен в скважину и начинает поднимать нефть вверх по НКТ. Нефть поднимается благодаря давлению, создаваемому насосом; Из учебника И. Т. Мищенко можно подчерпнуть методы стимулирования добычи при механизированном способе, такие как инъекция воды или газа в пласт, гидроразрыв пласта, фракционирование пласта, и другие. Например, при инъекции воды в пласт, вода вводится в скважину под давлением, что позволяет увеличить давление и перенести нефть и газ в скважину. [2] При гидроразрыве пласта, используется вода или другой флюид, который вводится под высоким давлением в пласт, что приводит к разрыву породы и увеличению проницаемости пласта. При фракционировании пласта, используются специальные гидравлические изоляционные материалы, которые вводятся в пласт для создания барьера между различными зонами пласта и увеличения добычи нефти и газа [2]. 1.2 Газлифтный способ добычи Газлифтный способ добычи нефти (или газлифтовые установки) - это один из методов искусственной добычи нефти, который использует газ для поднятия нефти из скважины. Ниже будут показаны основные принципы и компоненты газлифтного метода. Принцип работы. Газлифтный метод основан на использовании сжатого газа для создания пузырькового потока в стволе скважины. При всплытии пузырьков газа в стволе скважины, происходит смешивание газа с нефтью, что приводит к уменьшению веса столба жидкости и создает более легкую среду для поднятия нефти на поверхность. Газлифтная установка состоит из нескольких основных компонентов [4]: 1. Газлифтного клапана: устройство, которое контролирует подачу сжатого газа в скважину. Газ поступает через газопровод и контролируется клапаном. 2. Трубопроводов: для транспортировки газа от источника до скважины и обратно используются трубопроводы. 3. Газосепаратора: после поднятия нефти на поверхность вместе с газом они проходят через газосепаратор, который отделяет газ от жидкости перед их дальнейшей обработкой и хранением. 4. Газлифтного клапана: устройство, которое контролирует подачу сжатого газа в скважину. Газ поступает через газопровод и контролируется клапаном. 5. Трубопроводов: для транспортировки газа от источника до скважины и обратно используются трубопроводы. 6. Газосепаратора: после поднятия нефти на поверхность вместе с газом они проходят через газосепаратор, который отделяет газ от жидкости перед их дальнейшей обработкой и хранением. Рисунок 1.1 – Газосепаратор сетчатый Этот метод обладает рядом преимуществ, которые делают его предпочтительным выбором в сравнении с другими методами добычи. Во-первых, газлифтный метод способствует увеличению пластового давления, что обеспечивает более эффективное извлечение нефти из пласта. Кроме того, газлифт позволяет добывать большие объемы нефти и воды с минимальными затратами энергии благодаря использованию газа под давлением в качестве погружного средства. Гибкость и контроль над процессом добычи являются еще одними из преимуществ газлифта, поскольку возможность регулирования расхода газа и давления позволяет оптимизировать процесс в соответствии с изменяющимися условиями месторождения. Кроме того, газлифт обладает экономической выгодой, так как он требует меньших капитальных и операционных затрат по сравнению с другими методами добычи нефти. И наконец, газлифт является относительно экологически чистым методом добычи, поскольку использует газ в качестве погонного средства, что снижает воздействие на окружающую среду и минимизирует выбросы в атмосферу [5]. 1.3 Принципиальная схема УЭЦН и ее элементы Рисунок 1.2 – Принципиальная схема УЭЦН На основе книги по добыче нефти Гиматудинова можно установить принципиальную схему установки электроцентробежного насоса, который включает в себя основные компоненты [3]: Дренируемый пласт - место, где добывается нефть или другая жидкость (1). Эксплуатационная колонна - это трубопровод, который служит для укрепления стенок скважины и изолирует продукцию от внешней среды, также служит для транспортировки нефти и газа на поверхность (2). Погружной электродвигатель с гидрозащитой (служит для привода насоса) (3). Электроцентробежный насос - основное оборудование, которое используется для подъема жидкости из скважины. Насос может иметь различные модификации в зависимости от требований добычи, напора, диаметра скважины и т.д. (5). Трансформатор – прибор, который используется для преобразования высоковольтного электрического тока, который подается на поверхности, в низковольтный ток, который питает электродвигатель (6). Электрический кабель - служит для подачи электрического питания к электрическому двигателю насоса. Кабель должен быть защищен от коррозии и механических повреждений (9). Контрольно-измерительные приборы - используются для измерения параметров насосной системы, таких как давление, температура, расход жидкости, напряжение, ток и т.д. (10, 11, 13, 16, 17). Электрический щит - является электрической подстанцией, которая обеспечивает безопасную работу насоса и управляет электрическим двигателем. Щит должен быть защищен от пыли, влаги и других внешних факторов. В зависимости от конкретных условий эксплуатации установки, могут быть добавлены компоненты, или исключены перечисленные определенные компоненты. Однако, основные выше, для являются общими большинства электроцентробежных насосных систем [3]. 1.4 Характеристика ЭЦН Электроцентробежный насос (ЭЦН) - это механическое устройство, которое используется для добычи нефти, газа и других жидкостей из скважин. Основными компонентами ЭЦН являются: Электродвигатель, ротор, насосная камера, впускной и выпускной клапаны, механический уплотнитель. Вероятная характеристика насоса – характеристика, которая включает в себя комплекс зависимостей [1]: Напор – подача (𝐻 − 𝑄) (1, 2 - рисунок 1.3), потребляемая насосом мощность – подача (𝑁 − 𝑄) (3 – рисунок 1.3) и коэффициент полезного действия насоса – подача (𝜂 − 𝑄) (4, 5 – рисунок 1.3). Как мы узнаем из книги Ш. К. Гиматудинова, паспортная характеристика – характеристика, означающая среднее значение результатов всех насосов, испытывающих при одних и тех же условиях (на воде плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 0,001 Па ∙ с). Рисунок 1.3 – Характеристика насоса при работе на воде по паспортной характеристике. Для корректировки паспортных характеристик ПЭЦН необходимо провести испытания на месте, с учетом всех факторов, влияющих на работу насоса. В процессе испытаний определяются текущие параметры скважины и насоса, такие как дебит жидкости, напор, частота вращения, потребляемая мощность и т.д. На основе результатов испытаний можно провести расчеты и определить, какие параметры ПЭЦН нужно корректировать, чтобы достичь желаемой производительности и эффективности. Корректировка может включать изменение частоты вращения, замену рабочего колеса, изменение диаметра и высоты насосного модуля и т.д. Неправильная корректировка может привести к нежелательным последствиям, таким как повреждение оборудования, снижение производительности и ухудшение качества добычи [1]. 1.5 Методика подбора УЭЦН к скважине В настоящее время известно много различных методик подбора УЭЦН. «При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметр НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора (номинальный дебит) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина — установка при наименьших затратах» - пишет Гиматудинов. В результате многочисленных исследований удалось создать общую методику подбора УЭЦН к скважине [2]. Общая методика подбора установки ПЭЦН к скважине: Сбор данных о скважине; Определение необходимой производительности насоса; Определение глубины установки; Подбор насосного оборудования; Установки и накладка; Запуск насоса и проверка его работы. Для определения оптимальной установки ПЭЦН необходимо собрать данные о скважине, такие как дебит жидкости, давление насыщения, вязкость жидкости и т.д. Для этого могут быть использованы результаты гидродинамического и геофизического исследований скважины. Для определения необходимой производительности ПЭЦН необходимо учитывать дебит жидкости, а также возможные потери напора в скважине и трубопроводах. Глубина установки ПЭЦН должна быть определена с учетом глубины залегания продуктивного пласта, гидростатического давления на уровне ПЭЦН, давления насыщения, температуры и других факторов. Далее необходимо выбрать оптимальный насос, учитывая его производительность, гидравлические характеристики и мощность двигателя. После этого идет установка насоса на специальный подъемник и подключение к проводам электрической сети [2]. 2 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ УЭЦН Расчет параметров для подбора установки ЭЦН ведется в следующей последовательности: Плотность смеси на участке «забой скважины - прием насоса» с учетом упрощений, кг/м3: ρсм = (ρв 𝑏 + ρн (1 − 𝑏)) ∙ (1 − Г) + ρг ∙ Г (2.1) где ρв – плотность пластовой воды, кг/м3; b – обводненность пластовой жидкости, доли ед.; ρн – плотность нефти, кг/м3; Г – среднее объемное содержание газа, доли ед.; ρг – плотность газа в стандартных условиях, кг/м3. Расчёт плотности смеси по формуле 2.1: ρсм = (1031 ∙ 0,31 + 811(1 − 0,31)) ∙ (1 − 0,16) + 1,13 ∙ 0,16 = 738,7 кг/м3 Запишем формулу для расчёта забойного давления, которое будет обеспечивать заданный дебит скважины, Мпа: 𝑃заб = 𝑃пл − 𝑄 𝐾пр (2.2) где Рпл - пластовое давление, МПа; Q - заданный дебит скважины, м3/сут; Кпр - коэффициент продуктивности скважины м3/(МПа∙сут). Рассчитаем забойное давление по формуле 2.2: 𝑃заб = 15,9 − 80 = 14,1 Мпа 45 Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости, м: Ндин = 𝐿скв − 𝑃заб 𝜌см ∙𝑔 (2.3) где 𝐿скв − глубина расположения пласта, м. Рассчитаем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости по формуле 2.3: 14,1 ∙ 106 Ндин = 3241 − = 1295,3 м 738,7 ∙ 9,81 Давление на приеме насоса, при котором доля свободного газа на входе в насос не превышает предельно-допустимое значение, Мпа рассчитывается по формуле 2.4: (2.4) 𝑃пр = (1 − Гпред ) ∙ 𝑃нас где Гпред – предельное значение доли свободного газа на входе в насос, доли ед. В данной работе принимается за 0,15 Рнас - давление насыщения, МПа. 𝑃пр = (1 − 0,15) ∙ 9,4 = 7,99 Мпа Глубина подвески насоса, м определяется по формуле 2.5: 𝐿 = 𝐻дин − 𝐿 = 1295,3 + 𝑃пр (2.5) 𝜌см ∙𝑔 7,99 ∙ 106 = 2397,88 м 738,7 ∙ 9,81 Далее определим температуру жидкости на приёме насоса, ºС по формуле 2.6 (2.6) 𝑇 = 𝑇пл − (𝐿𝑐кв − 𝐿) ∙ 𝐺т где Tпл - пластовая температура, ºС; Gт - температурный градиент, ºС/м. В расчетах принимается равной 0,01. 𝑇 = 52 − (3241 − 2398) ∙ 0,01 = 43,57 ºС Найдём объёмный коэффициент жидкости при давлении на выходе в насос, доли по формуле 2.7: 𝐵 ∗ = 𝑏 + (1 − 𝑏) (1 + (𝐵 − 1)√ 𝑃пр 𝑃нас ) (2.7) где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, доли; Рпр - давление на входе в насос, МПа. 𝐵 ∗ = 0,31 + (1 − 0,31) (1 + (1,17 − 1)√ 7,99 ) = 1,1 9,4 Рассчитаем дебит жидкости в насосе, м3/сут по формуле 2.8: 𝑄пр = 𝑄 ∙ 𝐵∗ (2.8) 𝑄пр = 80 ∙ 1,1 = 88 м3/сут Далее рассчитаем объёмное количество свободного газа на выходе в насос, м3/м3 по формуле 2.9: 𝐺пр = 𝐺 ∙ (1 − 𝑃пр 𝑃нас ) (2.9) Где 𝐺 −газовый фактор, м3/м3 𝐺пр = 24 ∙ (1 − 7,99 ) = 3,6 м3 /м3 9,4 Определим газосодержание на входе в насос, доли по формуле 2.10: 1 𝛽вх = (1+𝑃пр)∙𝐵∗ 𝐺пр 𝛽вх = (2.10) +1 1 = 0,27 (1 + 7,99) ∙ 1,1 +1 3,6 Найдем расход газа на выходе в насос, м 3/сут по формуле 2.11: 𝑄г.пр = 𝑄г.пр = 𝑄пр ∙𝛽вх 1−𝛽вх (2.11) 88 ∙ 0,27 = 32,5 м3 /сут 1 − 0,27 Далее рассчитаем приведённую скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос, см/с по формуле 2.11: Сг = 𝑄г.пр 𝑓скв ∙864 (2.12) где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса, м2. Принимается равной площади кольца с диаметрами: внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр насоса (таблица 1). Таблица 1- Условные габариты насосов Для того, чтобы найти площадь сечения скважины на приёме насоса, воспользуемся исходными данными, а именно: условным диаметром обсадной колонны и толщиной стенки обсадной колонны. Внутренний диаметр обсадной колонны – 146-6,5*2 =133. Воспользуемся таблицей 1 и подберём ближайший к 133мм минимальный внутренний диаметр обсадной колонны. Он будет равен 143 мм, следовательно внешний диаметр корпуса будет равен 114 мм, габарит установки – 6. Далее найдём площадь сечения скважины на приёме насоса – площадь кольца =3,14*(0,1432-0,1142) =0,0234 м2 Далее рассчитаем приведённую скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос, см/с по формуле 2.11: м3 с ∙ 100 = 1,62 см/с Сг = 2 0,0234 м 0,00038 Рассчитаем истинное газосодержание на входе в насос, доли по формуле 2.13: 𝜑= 𝛽вх (2.13) С ∙𝛽 1+ п вх Сг где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/c при b < 0,5). 𝜑= 0,27 = 0,27 0,02 ∙ 0,27 1+ 1,62 Определим давление газа на участке «забой-приём насоса», Мпа по формуле 2.14: 𝑃г 1 = 𝑃нас ( 𝑃г 1 = 9,4 ( 1 1−0,4𝜑 − 1) (2.14) 1 − 1) = 1,14 Мпа 1 − 0,4 ∙ 0,27 Для определения давления работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины» необходимо определить несколько значений параметров: Объемное количество свободного газа на устье Gпр.буф; Объемный коэффициент жидкости на устье Вбуф; Газосодержащие βбуф и истинное газосодержащие φбуф у устья скважины. Найдём первое необходимое значение – объемное количество свободного газа на устье Gпр.буф по формуле 2.15: 𝐺пр буф = 𝐺 (1 − 𝑃буф 𝑃нас (2.15) ) где Pбуф – давление на буфере (устье) скважины, МПа. 𝐺пр буф = 24 (1 − 1,4 ) = 20,43 м3 /м3 9,4 Найдём объемный коэффициент жидкости на устье Вбуф , доли по формуле 2.16: Вбуф = 𝑏 + (1 − 𝑏) (1 + (𝐵 − 1)√ Вбуф = 0,31 + (1 − 0,31) (1 + (1,17 − 1)√ 𝑃буф 𝑃нас ) (2.16) 1,4 ) = 1,05 9,4 Найдём газосодержание у устья, доли по формуле 2.17: 1 𝛽буф = (1+𝑃буф)∙Вбуф 𝐺пр буф 𝛽буф = (2.17) +1 1 = 0,89 (1 + 1,4) ∙ 1,05 +1 20,43 Найдём истинное газосодержание у устья, доли по формуле 2.18: 𝜑буф = 𝛽буф 1+ (2.18) Сп ∙𝛽буф Сг где Сг – приведенная скорость движения газа в сечении НКТ, см/с. 𝜑буф = 0,89 = 0,88 0,02 ∙ 0,89 1+ 1,62 Определим давление работы газа на участке «нагнетание насоса - устье скважины», МПа по формуле 2.19: 𝑃г 2 = 𝑃нас ( 𝑃г2 = 9,4 ( 1 1−0,4𝜑буф − 1) (2.19) 1 − 1) = 5,1 Мпа 1 − 0,4 ∙ 0,88 Перейдём к потребному давлению насоса, Мпа, определяемое по формуле 2.20: 𝑃тр = 𝜌𝑔𝐿дин + 𝑃буф + ∆𝑃нкт − 𝑃г 1 − 𝑃г 2 (2.20) Где ∆𝑃нкт − потери давления на гидравлическое трение в колонне НКТ, МПа. Потери давления на гидравлическое трение в НКТ определяются по зависимостям из курса Нефтегазовой гидромеханики. За вязкость жидкости берется значение эффективной вязкости, длина НКТ равна длине подвески, скорость рассчитывается с учетом принятых размеров НКТ и планируемого расхода жидкости. Скорость м/с определяется по формуле 2.21: 𝜗= 𝜗= 4∙𝑄 𝜋∙𝑑2 (2.21) 4 ∙ 80 = 0,11 м/с 𝜋 ∙ 0,1022 ∙ 86400 Найдём число Рейнольдса по формуле 2.22: 𝑅𝑒 = 𝑅𝑒 = 𝜗∙𝐷 𝑣 (2.22) 0,11 ∙ 0,102 = 801 14 ∙ 10−6 Получив число Рейнольдса <2500, можно сказать, что режим течения в НКТ ламинарный. Далее определим параметр λ по формуле 2.23: λ= λ= 64 (2.23) 𝑅𝑒 64 = 0,08 801 Разберём потери давления на гидравлическое трение в колонне НКТ в формуле 2.24: ∆𝑃нкт = 2𝐿λ𝜌н 𝜗2 𝑑 (2.23) 2 ∙ 3241 ∙ 0,08 ∙ 811 ∙ 0,112 ∆𝑃нкт = = 49 889 Па = 0, 05 МПа 0,102 Воспользуемся формулой 2.20 и определим потребное давление насоса: 𝑃тр = 738,7 ∙ 9,81 ∙ 2398 ∙ 10−6 + 1,4 + 0,05 − 1,14 − 5,1 = 12,59 МПа Далее по формуле 2.24 определим требуемый напор насоса на воде, м: Нтр = 𝑃тр 𝜌1000 𝑔 (2.24) 12,59 ∙ 106 Нтр = = 1582 м 811 ∙ 9,81 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 "0" (напор, мощность). Определим коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики по формуле 2.25: 𝑣 0,85 𝐾𝑄𝑣 = 1 − 4,95 0,57 𝑄опт.в. (2.25) где ν – эффективная вязкость смеси, Ст; 1 𝑄опт.в. -оптимальная подача насоса на воде, м 3/сут 0,140,85 𝐾𝑄𝑣 = 1 − 4,95 = 0,94 1600,57 . Основные параметры центробежного насоса: мощность – 26,7 кВт; кпд – 42 %; напор – 980 м; подача – 88 м3/сут. Определим коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости по формуле 2.26: 𝑣 0,4 𝐾𝑛𝑣 = 1 − 1,95 0,27 𝑄опт.в. 𝐾𝑛𝑣 = 1 − 1,95 (2.26) 0,140,4 = 0,73 800,27 . Далее определим коэффициент сепарации газа на входе в насос по формуле 2.27: 𝐾с = 𝐾с = 1 1+(6,02 1 88 ) 1 + (6,02 0,0234 𝑄пр ) 𝑓скв (2.27) = 0,44 ∙ 10−6 Относительная подача жидкости на входе в насос находится по формуле 2.28: 𝑞= 𝑞= 𝑄пр 𝑄опт.в. (2.28) 88 = 1,1 80 Рассмотрим относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса: 𝑞пр = 𝑞пр = 𝑄пр 𝑄опт.в. 𝐾𝑄𝑣 (2.29) 88 = 1,17 80 ∙ 0,94 Газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации, доли: 𝛽пр = 𝛽вх (1 − Кс ) (2.30) 𝛽пр = 0,27 ∙ (1 − 0,44 ∙ 10−6 ) = 0,27 Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости по формуле 2.31: 𝐾𝐻𝑣 = 1 − 1,07 𝑣 0,6 𝑞пр 0,57 𝑄опт.в. (2.31) 𝐾𝐻𝑣 = 1 − 1,07 ∙ 0,140,6 ∙ 1,17 800,57 опт.в. = 0,968 Определим коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа по формуле 2.32: 𝐾= 1−𝛽пр (2.32) (0,85−0,31𝑞пр )^𝐴 где А – показатель степени А= А= 1 15,4−19,2𝑞пр +(6,8𝑞пр ) 2 (2.33) 1 = 0,02 15,4 − 19,2 ∙ 1,17 + (6,8 ∙ 1,17)2 𝐾= 1 − 0,27 = 0,74 (0,85 − 0,31 ∙ 1,17)^0,02 Найдём напор насоса на воде при оптимальном режиме, м по формуле 2.34: Нопт = Нопт = 𝑃тр 𝜌1000 𝑔𝐾𝐾𝐻𝑣 (2.34) 12,59 ∗ 106 = 2209м 811 ∙ 9,81 ∙ 0,74 ∙ 0,968 Также определим необходимое число ступеней насоса по формуле 2.35: 𝑍= 𝑍= 𝐻опт ℎст (2.35) 2209 = 460 4,8 Далее определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы по формуле 2.36: 𝜂 = 0,8𝜂опт.в. 𝐾𝐻𝑣 𝐾 (2.35) 𝜂 = 0,8 ∙ 0,5 ∙ 0,968 ∙ 0,74 = 0,29 где η опт.в - максимальный КПД насоса на водяной характеристике. Потребляемая мощность насоса, Вт по формуле 2.36: 𝑁= 𝑄𝑃 𝜂∙86400 80 ∙ 7,99 ∙ 106 𝑁= = 25,51 кВт 0,29 ∙ 86400 (2.36) Найдя потребляемую мощность, можно подобрать погружной электродвигатель ПЭД28-103 с номинальной мощностью 28 кВт кпд 81,5% Найдем мощность погружного двигателя по формуле 2.37: 𝑁пэд = 𝑁 𝜂пэд где 𝜂пэд − КПД погружного электродвигателя. 𝑁пэд = 25510 = 31300 Вт 0,815 (2.37) ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе выполнения курсовой работы по величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбран типоразмер ЭЦНМ5. Так же был подобран погружной электродвигатель ПЭД28-103 с номинальной мощностью 28 кВт. Помимо всего вышеперечисленного, были определены величины, характеризующие работу ЭЦН в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность). СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 Гиматудинов Ш. К. «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти» [Текст] / Ш.К. Гиматудинов, Мищенко И.Т., Петров А.И., М: Недра, 1983 – 455 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 Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование [Текст]: Справочник. – М.: Недра, 1990 – 559 с. 4 Быков И.Ю., Бочарников В.Ф., Ивановский В.Н. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа [Текст]: Учебник для вузов. Том 1 – М.: ООО «Издательство «Энерджи пресс», 2013 – 456 с. Каштанов В.С. Нефтегазопромысловое оборудование [Текст]: Учеб. для вузов. – М.: 5 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., «ЦентрЛитНефтеГаз», 2006 – 720 с. 6 Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. Оборудование для добычи нефти и газа [Текст]: В 2 Ч. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. – Ч.1 – 768 с.
