Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов
А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - верхний ниппель: 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцовое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма
Рис.3. 9
Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 3.9, а, закрытого типа - на рис.3.9, б.
Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя- диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.
3.5 Расчёт подбора уэцн к скважине № 969
Необходимо рассчитать основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подобрать соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №969 (таб.3.4). Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН6-100-1500.
Таблица 3.4.
Исходные данные для расчёта
|
Показатель |
Значение |
|
Дебит скважины, Qж м3/сут |
59 |
|
Обводнённость добываемой продукции, n % |
63,0 |
|
Глубина скважины, Hс м |
2167 |
|
Глубина подвески насоса, Hп.н м |
2086 |
|
Динамический уровень, Нд м |
1777 |
|
Внутренний диаметр э/к D, м |
0,13 |
|
Давление в затрубном пространстве, Pзатр. атм. |
4 |
|
Плотность нефти в поверхностных условиях, н.пов г/см3 |
0,85 |
|
Плотность нефти в пластовых условиях, н.пл г/см3 |
0,808 |
|
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях, bпл. |
1,1 |
|
Плотность добываемой воды, в г/см3 |
1,171 |
|
Давление насыщения нефти газом, Pнас атм. |
63 |
|
Пластовое давление, Pпл атм. |
231 |
|
Удлинение ствола скважины, Lуд м |
0,09 |
|
Плотность жидкости глушения, ж. гл.г/см3 |
1,17 |
|
Вязкость нефти в пластовых условиях, н.пл, сПз |
3,02 |
|
Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скв., Qж. опт м3/сут |
59 |
|
Коэффициент продуктивности скважины, Кпр.м3/(сут·атм) |
0,80 |
|
Давление на буфере, Pбуф атм |
18 |
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
1-0,09/2167=1,000
(3.2)
2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
(0,85+1,03∙0,808)/2,085=0,807(г/см3)
(3.3)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
=0,808∙(1-63/100)+1,171(63/100)=1,037(г/см3) (3.4)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
1,1(1-63/100)+63/100=1,037
(3.5)
5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса:
=3,02∙1,037/(0,808(1-(63/100)1/3) ∙
∙ (1+(1,171/0,808-1) ∙63/100)=21,2(сПз) (3.6)
н.пл – вязкость пластовой нефти, сПз.
6. Так как обводненность продукции скважины составляет 63,0%, что более 60% (n > 60%), то поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи) Кq = 1; а поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора) Kн = 0,99.
7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
=(2086-1777) ∙ (0,807/1,037)-(((231-4) ∙10)/(1,000∙1,037)) +
+ 2167 + 1777 - 2086+(18∙10/1,037)=82,4(м) (3.7)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 59 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН 5-60-1000. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1 = 926,6 м; S2 = 14,418 сут/м2; S3 = 0,2187 сут2/м5;
8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
= (926,6-82,4) ∙1,002/1.21∙1,0372∙0,219=2966,7(м6/сут2) (3.8)
9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
10∙1,00/(1,000∙1,037∙0,80∙0,99)=12,180
(3.9)
10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
(14,418-12,180) ∙0,99/(2.2∙1,037∙0,2187)=4,441(м3/сут) (3.10)
11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
4,441+(2966,7+(4,4412))1/2=59,089(м3/сут)
(3.11)
12. Проектное забойное давление в скважине.
231-59,089/0,800=157,139
(атм.) (3.12)
13. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.
2167-(10∙157,139)/(1,000∙1,170)=823,877
(м) (3.13)
14. Глубина подвески насоса в скважине.
=2167-10∙ (157,139-63,000)/1,000∙1,037=1258,890(м) (3.14)
15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
=1258,9-10∙ ( 157,139-4)-1,037∙ (2167-1258,9)/0,807=527,682 (м) (3.15)
16. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.
59,1∙1,037=61,275(м3/сут)
(3.16)
Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 40-80 (м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине 59 м3/сут находится в рабочей области (рис.3.10).