- •Пусковой клапан.
- •Подъемники с периодическим циклом работы.
- •Гидронапорный лифт.
- •Лифт замещения
- •Оборудование бескомпрессорного газлифта.
- •Центробежные глубинные насосы с электроприводом.
- •Состав оборудования установки и назначения узлов.
- •Погружные электродвигатели
- •Гидрозащита
- •Вспомогательное оборудование
- •Определение параметров установок
- •Проверка параметров тр-ра и станции управления
- •Расчет вала эцн на прочность и выносливость.
- •Межремонтный период. Характерные отказы в работе уэцн.
- •Объемные бесштанговые насосы.
- •Насосы с гидроприводом.
- •Использование давления жидкости при замене гпна.
- •Основы расчета гпну.
- •Лекция Оборудование для проведения ремонтных работ на скважине.
- •Обустройство площадки у скважины при спуско-подъемных работах.
- •Стационарные вышки и мачты.
- •Расчет талевой системы.
- •Подъемники и агрегаты для текущего, капитального ремонта и спуско-подъемных работ.
- •Аорс-60
- •Спайдеры.
- •Элеватор штанговый эшн.
- •Спайдер гидравлический сг-32.
- •Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг.
- •Гусеничный самоходный кран ксг-6.
- •Азинмаш-47
- •Агрегат подземного ремонта оборудования анр-1.
- •Агрегат для транспортировки уэцн.
- •Расчет насосно-компрессорных труб.
- •Расчет нкт на аварийную нагрузку.
- •Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
Определение параметров установок
Выбор диаметра насосных труб.
Диаметр насосных труб определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине с учетом муфт вместе с кабелем и агрегатом. Пропускная способность связана с к.п.д. труб () и к.п.д. труб кабеля в пределяхи зависит в основном от диаметра и длины их поверхности. К.п.д. выбирают, как правило, не ниже 0,94. Для форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин с вязкостью, близкой к вязкости воды (построены кривые потерь напора на длине 100м (А.М. Юргук. Расчеты в добыче нефти рис. 63, стр 211). На графике задается к.п.д. труби дебитом скважины, определяя диаметр НКТ и потери..
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. Депрессияили приn=1
Где Q–дебит скважины в, К – коэффициент продуктивности скважины в,n–показатель степени в уравнении.потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:
Где -коэффициент гидравлического сопротивления.
L=- глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 50м)
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 (1-1,5%)
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 газосод. , откуда, еслиβ=0,25.
2. По графику (рис. 107 Оркин, Юргук; рис VII. 5 Юргук, Истомин) найдем давление на приеме
3. Плотность водогазонефтяной смеси
n-обводненность;-плотность нефти.
4. Глубина погружения под динамический уровень h=(м)) МПа
5. Глубина погружения насоса L=
По уточненной методике В.Д. На (нефтяное хозяйство №10,84г)
Давление на приеме можно определить по формуле
Где Г – газовый фактор
- объем растворенного газа
-коэффициент сепарации газа
=0,1033 МПа,- температура на устье
Z-коэффициент сжимаемости газа
- объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.
Высота подъема жидкости, м
(1-n); Гдеd– в дюймах
(1-n); Гдеd– в см.
Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Reи относительной гладкости труб. ЧислоRe=,λ=64/Re,Re<2300
Где ν=0,02 ,- средняя скорость,d–внутренний диаметр труб,λ=
Относительная гладкость труб ;λ=,Re>2300
Где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Reиk1 по графикам (рис 64) определяютλ.
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
- высота кабеля
S-толщина хомута крепящего кабеля
- 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 – даиметр 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 меньшеDмакс.
Полученную ориентировочным расчетом мощность Nследует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме.N=.
Подбор кабеля и тр-ра.
Кабель выбирают по силе тока, пользуясь таблицами арактеристик применяемых для ЭЦН круглых и плоских кабелей. На длине насоса и протектора (15м) выбирают плоский кабель сечением на один размер меньше, чем сечение круглого. Потери мощности в кабеле. q=.