Последовательность подбора насосной центробежной установки

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

(3.1)

где ρ_и — плотность сепарированной нефти, кг/куб.м; ρ_в — плотность пластовой воды; ρ_г — плотность газа в стандартных условиях; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.

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

(3.2)

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

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

(3.3)

4. 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):

(3.4)

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

5. Определяется глубина подвески насоса:

(3.5)

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

(3.6)

где Т_пл — пластовая температура; G_т — температурный градиент.

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

(3.7)

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

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

(3.8)

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

(3.9)

где G — газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

(3.10)

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

(3.11)

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

(3.12)

где f _скв — площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

(1.13)

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»:

(3.14)

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

(3.15)

где ;

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

16. Определяется потребное давление насоса:

(3.16)

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

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

(3.17)

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

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

(3.18)

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

(3.19)

где f _скв — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

(3.20)

где Q_oB — подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса.

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

(3.21)

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

. (3.22)

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

K_Hv= l-(l,07v^0,6q_np/Q_oB^0,57). (3.23)

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 (рис. 3.1).

Номограмма построена для пересчета характеристики насоса, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пунктиром указаны кривые для пересчета характеристики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кривые получены В.П. Максимовым.

Ограничение применения номограммы по содержанию в жидкости газа для различных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при газосодержании 5—7 % и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу насоса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой.

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

(3.24)

где

26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

(3.25)

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

Z = H/h_cT, (3.26)

где h — напор одной ступени выбранного насоса.

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.

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

(3.27)

где η_оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

(3.28)

30. Определяется мощность погружного двигателя:

(3.29)

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:

(3.30)

где ρ_гл — плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

(3.31)

Величина Н_гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

(3.32)

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

(3.33)

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

(3.34)

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:

(3.35)

где — площадь кольцевого сечения; D — внутренний диаметр обсадной колонны; d — внешний диаметр ПЭД.

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 ΔL = 10 — 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ΔL 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:

(3.36)

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

(3.37)

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:

(3.38)

(3.39)

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.

(3.40)

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

Тогда потери энергии в двигателе (ΣN) и его температура (t _дв) будут равны:

(3.41)

(3.42)

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:

(3.43)

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,

(3.44)

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.

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

(3.45)

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 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.

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

(3.46)

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.

Date: 2016-07-25; view: 1522; Нарушение авторских прав