- •Безмуфтовые гибкие нкт
- •Нкт с покрытиями
- •Расчет насосно-компрессорных труб.
- •Расчет нкт на циклические нагрузки
- •Расчет нкт на аварийную нагрузку.
- •Расчет нкт на устойчивость
- •Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •Газлифтная эксплуатация скважин
- •Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
- •Пусковой клапан.
- •Подъемники с периодическим циклом работы.
- •Гидропакерный лифт.
- •Лифт замещения
- •Оборудование бескомпрессорного газлифта.
- •Центробежные глубинные насосы с электроприводом.
- •Состав оборудования установки и назначения узлов.
- •Погружные электродвигатели
- •Гидрозащита
- •Гидрозащиты нового типа
- •Вспомогательное оборудование
- •Пути совершенствования установок
- •Определение параметров установок эцн
- •Определение необходимого напора эцн
- •Определение глубины погружения насоса.
- •Высота подъема жидкости газом
- •Выбор электродвигателя
- •Определение габаритного диаметра агрегата.
- •Подбор кабеля и трансформатора.
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •Расчет вала эцн на прочность и выносливость.
- •Межремонтный период. Характерные отказы в работе уэцн.
Определение необходимого напора эцн
Напор центробежного насоса в м. столба жидкости определяется из уравнения
Где - статический уровень (задается); – напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора; - разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;
давление в сепараторе, выраженное высотой столба жидкости.
Депрессия или при n=1 ,
где Q –дебит скважины в ,
К – коэффициент продуктивности скважины в ,
n – показатель степени в уравнении притока.
Потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:
где –λ коэффициент гидравлического сопротивления.
L= - глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 250-350м)
l-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;
d-внутренний диаметр насосных труб, м;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений.
V=Q/F – средняя скорость жидкости в трубах, м/с
F-площадь внутреннего канала труб.
Определение глубины погружения насоса.
1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.
Расход газосодержание. , откуда , если β=0,25.
2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме
3. Плотность водогазонефтяной смеси
n-обводненность; -плотность нефти.
4. Глубина погружения под динамический уровень
h= (м) , где ) в МПа
5. Глубина погружения насоса L=
По уточненной методике Снарева А.И.
давление на приеме можно определить по формуле
Где Г – газовый фактор
= Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа
-коэффициент сепарации газа
=0,1033 МПа, - температура на устье
Z-коэффициент сжимаемости газа
- объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.
β-объемное газосодержание на приеме насоса.
Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .
Число Re=,
где ν=0,02-0,03 , - средняя скорость, d – внутренний диаметр труб
λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим
λ=, если Re<2800, переходный режим
λ=, еслиRe>2800, турбулентный режим.
Относительная гладкость труб ;
где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.
Высота подъема жидкости газом
(1-n); Где d – в дюймах
(1-n); Где d – в см.
Выбор электродвигателя
По заданным подаче и напору насоса определяют потребляемую им номинальную мощность.
. N=,
гдеQ- подача насоса, м3/сут;
H- напор насоса,м;
ρ- плотность перекачиваемой жидкости кг/м3;
ηн- к.п.д. насоса.
Полученную ориентировочным расчетом мощность N следует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме. По величине N и внутреннему диаметру эксплуатационной колонны по таблицам выбирают электродвигатель.
Лекция 6
Определение габаритного диаметра агрегата.
наружный диаметр двигателя насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне заданных размеров. При этом имеют ввиду, что погружной агрегат и первые от агрегата трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимую величину зазора между агрегатом и колонной. От величины зазора зависят габаритные размеры насоса и двигателя, увеличение которых дает возможность создать наиболее мощные погружные агрегаты. В то же время для сохранности кабеля, и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм принимают 5-10мм. Габаритный диаметр агрегата с учетом плоского кабеля равен:
где - наружный диаметр электродвигателя, мм.
-наружный диаметр насоса, мм
- толщина плоского кабеля
S-толщина хомута, крепящего кабель
- увеличении габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (0,005-0,015), причем больший размер относится к большим установкам.
Габаритный размер агрегата при учете труб и круглого кабеля равен:
Где dм – диаметр муфты НКТ
dк- диаметр круглого кабеля, мм.
Если размер Амакс окажется больше Dмакс, то выше агрегата следует установить 100-150м насосных труб меньшего диаметра, при котором Амакс будет меньше Dмакс или установить на всей длине плоский кабель.