Находим распределение плотности, вязкости жидкости по длине эцн

• Термодинамические условия по длине ЭЦН определены и представлены в таблице 8.

• Находим приведенный к нормальным условиям удельный объем выделившегося газа

Где

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Определяем относительную плотность выделившегося газа

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях ее разгазирования

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Рассчитываем объемный коэффициент

Где - удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности:

–температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении:

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Определяем плотность газонасыщенной нефти

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 9.

• Рассчитываем вязкость дегазированной нефти при и заданной температуре

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 10.

• Определяем вязкость газонасыщенной нефти

Где – графические функции газосодержания нефти:

–удельный объем растворенного в нефти газа, приведенный к и

Проводим аналогичный расчет для остальных значений давлений и температур. Результаты заносим в таблицу 10.

Строим графики распределения плотности и вязкости жидкости по длине ЭЦН.

Рисунок 9

Рисунок 10

Таблица 9

Н, м	P, МПа	T, °С	Vгв, м³/т	R	m	Д	Vгр, м³/т	ρгв	а	u	ρгр	bн	λ	αн, 1/°С	ρн, кг/м³
1524,7	12,2	33,9	3,78	-0,094	1,013	-1,085	16,49	0,649	1,075	-169,4	1,173	1,042	0,00256	0,0009	0,815
1525	12,1	33,6	3,82	-0,095	1,013	-1,084	16,44	0,647	1,073	-169,4	1,172	1,041	0,00257	0,0009	0,815
1526	11,9	32,3	3,97	-0,099	1,012	-1,081	16,27	0,643	1,067	-169,4	1,170	1,040	0,00257	0,0009	0,816
1527	11,6	31,1	4,11	-0,103	1,011	-1,078	16,10	0,638	1,060	-169,4	1,168	1,039	0,00257	0,0009	0,817
1528	11,4	29,8	4,26	-0,108	1,010	-1,075	15,93	0,634	1,053	-169,4	1,165	1,038	0,00258	0,0009	0,818
1529	11,1	28,6	4,41	-0,112	1,008	-1,072	15,75	0,629	1,046	-169,4	1,163	1,036	0,00258	0,0009	0,819
1530	10,8	27,3	4,56	-0,117	1,007	-1,069	15,58	0,625	1,040	-169,4	1,161	1,035	0,00259	0,0009	0,820
1531	10,6	26,1	4,72	-0,121	1,006	-1,065	15,40	0,620	1,033	-169,4	1,159	1,034	0,00259	0,0009	0,821
1532	10,3	24,8	4,88	-0,126	1,005	-1,062	15,22	0,616	1,026	-169,4	1,158	1,033	0,00260	0,0009	0,821
1533	10,1	23,6	5,04	-0,131	1,003	-1,059	15,03	0,612	1,019	-169,4	1,156	1,031	0,00260	0,0009	0,822

Таблица 10

Н, м	P, МПа	T, °С	μнд(Т), мПа*с	a	b	A	B	V*гр, м³/м³	μнг, мПа*с
1524,7	12,2	33,9	3,440	0,0046	0,0248	0,834	0,803	14,50	2,25
1525	12,1	33,6	3,467	0,0045	0,0248	0,834	0,804	14,46	2,27
1526	11,9	32,3	3,577	0,0043	0,0247	0,835	0,805	14,31	2,33
1527	11,6	31,1	3,689	0,0041	0,0246	0,836	0,807	14,16	2,40
1528	11,4	29,8	3,804	0,0039	0,0245	0,837	0,809	14,01	2,47
1529	11,1	28,6	3,922	0,0037	0,0244	0,839	0,811	13,86	2,54
1530	10,8	27,3	4,043	0,0035	0,0243	0,840	0,812	13,70	2,61
1531	10,6	26,1	4,166	0,0034	0,0242	0,841	0,814	13,54	2,69
1532	10,3	24,8	4,291	0,0032	0,0242	0,843	0,816	13,38	2,77
1533	10,1	23,6	4,419	0,0030	0,0241	0,844	0,818	13,22	2,84

11. Расчет потерь давления на штуцере для исходного значения линейного давления

При прохождении жидкости через штуцер происходят потери напора, связанные с внезапным сужением канала, течением жидкости в суженном канале и внезапным расширением канала.

Коэффициент потерь напора из-за внезапного сужения:

Где – площадь живого сечения трубы, принимаем диаметр трубы

площадь живого сечения штуцера.

Потери напора на внезапное сужение:

Где – скорость потока до штуцера.

Коэффициент потерь напора из-за внезапного расширения:

Потери напора на внезапное расширение:

Где – скорость потока в штуцере.

Потери напора на трение по формуле Дарси-Весьбаха:

Потери давления на штуцере:

Проводим аналогичный расчет потерь напора в штуцере для других диаметров штуцера. Результаты заносим в таблицу 11.

Таблица 11

dшт, м	Δhвс, м	вс	Δhтр, м	Re	λ	Δhвр, м	вр	ΔH, м
0,003	0,0002	0,499	12,41	28395	0,0244	152,2	0,997	164,7
0,006	0,0002	0,497	0,46	14197	0,0290	9,4	0,988	9,9
0,008	0,0002	0,495	0,12	10648	0,0311	3,0	0,979	3,1
0,01	0,0002	0,492	0,04	8518	0,0329	1,2	0,967	1,2
0,012	0,0002	0,488	0,02	7099	0,0345	0,6	0,952	0,6

Строим график зависимости потерь напора на штуцере от диаметра штуцера.

Рисунок 11

По графику видно, что с уменьшением диаметра штуцера меньше 6 мм резко возрастают потери напора.

12. Расчет изменения давления на устье скважины от изменения давления в затрубном пространстве и наоборот

Давление на приеме насоса через затрубное давление:

Давление на приеме насоса через буферное давление:

Где

Аналогично рассчитываем результаты для остальных значений затрубного давления. Результаты заносим в таблицу 12.

Таблица 12

Pзат, МПа	Pбуф, МПа
0,1	0,489
0,2	0,594
0,3	0,700
0,4	0,805
0,5	0,911
0,6	1,016
0,7	1,122
0,8	1,227
0,9	1,333
1	1,438

Строим зависимость Pбуф=f(Pзат).

Рисунок 12

13. Расчет минимального допустимого диаметра НКТ в момент отключения ЭЦН по перегрузу

При уменьшении диаметра НКТ характеристика скважины смещается влево. Когда режим работы скважины выйдет за границу рабочей области насоса, насос остановится по перегрузу, следовательно, необходимо найти такой диаметр НКТ, при котором насос будет работать по крайней левой характеристике, при

Напорная характеристика скважины:

Предположим, что режим турбулентный.

Проверка режима:

14. Расчет осевой нагрузки в ЭЦН

Осевая сила, действующая на рабочее колесо центробежного насоса:

где R_В, R₁, R₂ – радиусы вала, всасывающей и периферийной частей рабочего колеса;

Р₁ и Р₂ – давления на входе и выходе ступени насоса;

С₀ – абсолютная скорость потока на входе в рабочее колесо;

 - плотность ГЖС в районе насоса;

 - частота вращения вала насоса;

Q – производительность насоса.

Принимаем об/мин = 48 об/с.

Р₁=10,05 МПа, что соответствует давлению на входе в насос.

где Н - напор создаваемый насосом, м; z – количество рабочих колес в ЭЦН, - средняя плотность жидкости в интервале НКТ.

Суммарная осевая сила в центробежном насосе:

15. Расчет удлинения НКТ от действия силы тяжести в жидкости и осевого усилия в ЭЦН

На НКТ передается около 5% осевой нагрузки.

Деформация НКТ равна:

где Е=2,1*10¹¹ н/м² – коэффициент упругости;

f_Т – площадь кольцевого поперечного сечения труб;

Р_Ж – вес ГЖС в НКТ.

16. Расчет НКТ на страгивающую нагрузку

Расчет на страгивающую нагрузку производим по формуле Яковлева:

Где D – средний диаметр трубы в основании плоскости трубы, м;

двойная толщина стенки по впадине первого полного витка;

угол ежду гранью нарезки и осью трубы;

l – часть длины по которой происходит зацепление труб, м;

угол трения металла по металлу.

Расчет на допустимое внутренне давление ведется по формуле Барлоу:

Где толщина стенки НКТ;

условный диаметр НКТ;

коэффициент запаса прочности.

Произведем расчет при условии, что в колонне НКТ находится пластовая вода:

Таким образом, НКТ выдерживают нагрузку на разрыв, страгивание и внутреннее давление.

17. Расчет хвостовика НКТ

Хвостовик представляет собой колонну НКТ определенной длины с диаметром, как правило, меньшим диаметра основной колонны НКТ (подъемник) и используется для выноса воды из интервала «забой - прием».

По причине глубокой установки насоса в скважине и отсутствия обводненности добываемой продукции установку хвостовика не производим.

18. Расчет нагрузки в НКТ на устье скважины

При работающем ЭЦН на НКТ передается около 5% осевой нагрузки ЭЦН. Рассматриваем НКТ с условным диаметром 73 мм, толщиной стенки 5,5 мм, гладкие, группы прочности Д.

Растягивающая нагрузка:

где d₁ - диаметр по впадине нарезки 1-го винта;

d₂ – внутренний диаметр НКТ;

σ_тек – предел текучести (для стали марки Д σ_тек = 380 МПа).

Тогда максимальная глубина спуска определяется по формуле:

Где K_З - коэффициент запаса по отношению к пределу текучести НКТ (K_З = 1,5);

q - вес 1 м трубы с муфтой (q = 70 Н/м).

19. Расчет максимального габаритного размера УЭЦН в скважине

Наружные диаметры двигателя, насоса и НКТ необходимо выбирать с учётом их размещения вместе с кабелем в эксплуатационной колонне. Допустимый зазор между наружным диаметром агрегата и внутренним диаметром эксплуатационной колонны должен быть не менее пяти мм; тогда наибольший допустимый основной размер агрегата

фактический диаметр агрегата с учётом плоского кабеля составит:

Где – толщина плоского кабеля;

–толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

Результат расчётов показывает, что насосный агрегат размещается в эксплуатационной колонне удовлетворительно.

20. Расчет кабеля

Для подвода электроэнергии к электродвигателю используется кабель круглого сечения марки КРБК3×25 с площадью сечения жилы 25 мм². По длине насоса и протектора для уменьшения габаритного диаметра агрегата берется трехжильный плоский кабель КРБП3X16 с площадью сечения 16 мм². От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём и КПД установки.

Потери электроэнергии в кабеле КРБК3×25 длиной 100 м определяются по формуле:

где – сила тока в статоре электродвигателя;

R – сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по формуле:

где площадь сечения жилы кабеля, мм²;

–удельное сопротивление при средней температуре в скважине, определяемое по формуле:

где Оммм²/м – удельное сопротивление меди при Т = 293К;

–температурный коэффициент для меди, тогда

Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса, также необходимо учесть расстояние от скважины до станции управления и возможность небольшого изменения глубины установки без замены кабеля:

Общие потери электрической мощности в кабеле составят:

21. Выбор наземного оборудования

Оборудование представлено в таблице 13.

Таблица 13

№ п/п	Вид оборудования	Типоразмер
1	УЭЦН	УЭЦНМ5-50-1300
2	ЭЦН	ЭЦНМ5-50-1300
3	Модуль насосного газосепаратора	-
4	ПЭД	ПЭДУ32-103В5
5	Гидрозащита	1Г51
6	НКТ	НКТ 735,5
7	Кабель	КРБК 325
		КРБП 316
8	Автотрансформатор	ТМПН-100/3-73У1
9	Станция управления	Борец-04М
10	Устьевая арматура	АФК1 – 6521

22. Заключение

_{В данной курсовой работе был произведен расчет узлов установки электроцентробежного насоса для откачки жидкости из нефтяной скважины. Были рассчитаны и построены кривые распределения температуры и давления по длине скважины, выполнена проверка выбранных НКТ, было выбрано наземное и подземное оборудования УЭЦН для откачки жидкости из нефтяной скважины.}

Итоговые результаты представлены в таблице 14.

Таблица 14

Q, м³/сут	Рпр, МПа	Рзаб, МПа	Ру, МПа	Рзат, МПа	Lнас, м	Hнас, м	Тпэд, С	тип ЭЦН
33,4	10,05	17,7	1	1	1537	1533	23,7	ЭЦНМ5-50-1300