СПРАВОЧНИК ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

5.7. Теоретическая производительность насосов при работе станков качалок

Таблица 5.7.1 Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте

подачи η = 1 (насосы отечественного производства)

	Длина хода					Диаметр плунжера, мм
	полированного
	штока, мм		28	32	38	43	56	68	82	93
300			2,7	3,5	4,8	6,2	-	-	-	-
	450		4,0	5,2	7,5	9,4	-	-	-	-
600			5,5	7,0	10,0	12,5	20,5	-	-	-
	900		8,0	10,5	15,0	19,0	31,0	47,0	-	-
1200			11,0	14,0	20,0	25,0	41,0	63,0	90,4	-
	1500		13,5	17,5	24,5	31,5	51,5	78,5	113,2	-
1800			16,0	21,0	29,5	38,0	62,0	94,5	137,0	176,0
	2100		19,0	24,5	34,5	44,0	72,0	110,0	160,0	205,5
2400			21,5	28,0	39,5	50,5	82,5	125,5	182,5	235,0
	2700		24,0	31,5	44,0	56,7	93,0	141,0	205,0	265,0
3000			27,0	35,0	49,0	63,0	103,0	157,0	228,5	293,5
	3600		32,0	42,0	59,0	75,5	123,5	188,5	274,0	352,5
4200			-	49,0	69,0	88,0	144,0	220,0	319,5	411,0
	5100		-	-	83,5	107,0	174,5	267,0	388,0	499,0
6000			-	-	98,0	125,5	205,5	314,0	456,5	587,0

Справочник инженера по добыче нефти Стр.94

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

Таблица 5.7.2 Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и

коэффициенте подачи η = 1 (насосы по стандарту API)

	Длина хода								Диаметр плунжера, мм
	полированного
	штока, мм			27,0		31,8		38,1			44,5			57,2			69,9			95,25
300			2,5			3,4	4,9			6,7				-		-			-
	450			3,7		5,1		7,3			9,9			-		-			-
600			5,0			6,9	9,9			13,6				22,2		-			-
	900			7,4		10,3		14,8			20,1			33,2			49,6		-
1200			9,9			13,7	19,7			26,8				44,3		66,2			-
	1500			12,3		17,1		24,6			33,5			55,4			82,7		-
1800			14,8			20,5	29,5			40,2				66,4		99,3			184,6
	2100			17,3		23,9		34,4			46,9			77,5			115,8			215,4
2400			19,7			27,3	39,4			53,6				88,6		132,4			246,1
	2700			22,2		30,8		44,3			60,3			99,7			148,9			276,9
3000			24,7			34,2	49,2			67,0				110,8		165,4			307,7
	3600			29,6		41,0		59,1			80,4			132,9			198,5			369,2
4200			-			47,8	68,9			93,8				155,1		231,6			430,7
	5100			-		-		83,7			113,9			188,3			281,3			523,0
6000			-			-	98,4			134,0				221,5		330,9			615,3

Справочник инженера по добыче нефти Стр.95

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

5.8. Выбор типа станка – качалки (СК)

Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с паспортными данными СК нормального ряда.

В начале для каждого типоразмера СК последовательно проверяется условие по максимальным нагрузкам:

Pmax [Pmax ], (5.8.1)

где [Pmax ] - допустимая нагрузка СК.

При соблюдении условий неравенства (5.8.1) для некоторых типоразмеров СК аналогичным образом проверяется условие:

Мкр ≤[Мкр ],	(5.8.2)
где [Мкр ] - наибольший крутящий момент на кривошипном	валу

редуктора.

Затем СК проверяется на минимальную и максимальную

скорости откачки:
[s n]min ≤ s n <[s n]max .	(5.8.3)

Для облегчения выбора СК можно использовать и диаграмму А.Н.Адонина. Однако следует помнить, что эта диаграмма построена с

рядом допущений: колонна штанг имеет [δдоп ]=120МПа; ηпод = 0,85 и т.д. Поэтому данную диаграмму целесообразно использовать только для оценочных расчетов.

5.9. Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам

Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покрытие потерь мощности и оборудовании.

Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ, определяется по формуле:

Jполезн. = Qж.ст (Рвык − Рпр ), Вт

(5.9.1)

Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя.

Потери мощности, обусловленные утечками жидкости, учитываются с помощью специального коэффициента:

Справочник инженера по добыче нефти Стр.96

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ НК ЮКОС

ηут =		1		,	(5.9.2)
		qут
1 +
		2Qж.ст

где qут - утечки в зазоре плунжер - цилиндр.

Мощность, затрачиваемая на преодоление сил механического

трения штанг о трубы, определяется по формуле:
Jтр.мех = 2 Сш S n 60 α (Pшт + Рж ), Вт	(5.9.3)
α =α1 π 180 , рад.,	(5.9.4)

гдеα.,α1 - максимальный (средний) угол отклонения ствола скважины от вертикальной оси, рад.,град.; Сш - коэффициент трения штанг о трубы.

Если скважина считается вертикальной, то	в расчетах по
формуле (5.9.3) принимается α = 30 ,α1 = 0,25 .
Затраты мощности на преодоление потерь в	узлах клапанов
насоса:
Jкл = Qж.ст ( Ркл.вс + Ркл.нагн ),	(5.9.5)

Мощность, затрачиваемая на преодоление гидродинамического трения штанг о жидкость, рассчитывается по формуле А. М. Пирвердяна:

Jтр.г =π 3 (s n)2 μж Нсп Мшт ,

(5.9.6)

а мощность, затрачиваемая на трение плунжера в цилиндре:

Jтр.пл = Ртр.пл S n 30 ,		(5.9.7)
где Pтр.пл - сила трения плунжера о	цилиндр;	приближенно
оценивается для безводных скважин:
Ртр.пл =1,84 Dпл	δ −139 ,	(5.9.8)

а для скважин, продукция которых содержит воду:

		Ртр.пл =1,65 Dпл		δ −127 ,	(5.9.9)
Таким	образом,	потери	мощности в подземной		части
ШСНУ(Jп.ч )и к.п.д. подземной части (ηп.ч. )				определяется как:
Jп.ч	= Jполезн	ηут + Jкл + Jтр.мех + Jтр.г + Jтр.пл ,			(5.9.10)
		ηп.ч	= Jполезн	Jп.ч	(5.9.11)

Справочник инженера по добыче нефти Стр.97

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

Потери в наземном оборудовании ШСНУ учитываются приближенно. По рекомендации ВНИИнефть принимается, что к.п.д. СК ηск = 0,85 , а к.п.д. электродвигателя ηдв = 0,8 . Тогда общий к.п.д.

ШСНУ определится как:

				ηшсну		=ηск ηдв ηп.ч ,						(5.9.12)
а полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:
				J	полн	=		Jполезн.	, Вт			(5.9.13)
								η
								шсну
	И, наконец, суточный расход электроэнергии будет равен:
				Wсут = 24 10−3 Jполн , кВт ч								(5.9.14)
												Таблица 5.9.1
	Технические характеристики электродвигателей станков-качалок
				Номинальная				Для условий номинальной нагрузки
	Тип двигателя											cosϕ ,
				мощность, кВт				КПД,%
												доли ед.
	АОП-41-4		1,7				81,0					0,82
	АО2-22-4		2,2				82,5					0,83
	АОП-42-4		2,8				83,0					0,84
	АО2-31-4		3,0				83,5					0,84
	АОП-51-4		4,5				84,5					0,85
	АОП2-41-4		4,0				85,0					0,81
	АОП2-42-4		5,5				87,0					0,82
	АОП-52-4		7,0				86,0					0,86
	АОП2-51-4		7,5				88,0					0,83
	АОП-62-4		10,0				86,5					0,87
	АОП2-52-4		10,0				88,0					0,83
	АОП-63-4		14,0				87,5					0,87
	АОП2-61-4		13,0				88,0					0,84
	АОП-72-4		20,0				88,0					0,87
	АОП-71-4		22,0				89,5					0,85
	АОП-73-4		28,0				89,0					0,87
	АОП2-72-4		30,0				90,0					0,85
	АОП-84-4		40,0				90,0					0,88
	АОП2-81-4		46,0				91,0					0,89
	АОП2-82-4		55,0				92,0					0,89

После окончания расчетов выбирается ближайший более мощный электродвигатель, обеспечивающий требуемую (с коэффициентом запаса 1,3) мощность.

Справочник инженера по добыче нефти Стр.98

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ	НК ЮКОС
	VI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ
	ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (ЭЦН)

Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства. Характеристика погружных электрических двигателей приведена в разделе 6.4; характеристика электрических кабелей – в разделе 6.5, а вспомогательного оборудования – в разделе 6.6.

Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У – установка; 2 (1) – номер модификации; Э – с приводом от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; И – повышенной износостойкости (К – повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) – группа установки; 350 – подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100 – напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба.

Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения – с содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки обычного исполнения – при содержании механических примесей менее 0,1г/л.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы

5А – 130,0мм, группы 6 – 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и

УЭЦН6-700-800 – с диаметром не менее 148,3мм.

Характеристика погружных центробежных насосов приведена

ниже.

Справочник инженера по добыче нефти Стр.99

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

	УГНТУ												НК ЮКОС
											Таблица 6.1.1
	Характеристика погружных центробежных насосов
	Шифр насоса			К.П.Д.,		Номинальная		Напор,		Число			Число
				%		подача,		м		ступе-			секций
						м3/сут				ней
	1			2		3		4		5			6
	ЭЦНМ5А–10-1100		28			10	1100			254		2
	ЭЦНМ5В– 10-300			28		10		1300		299			2
	ЭЦНМ5С –10-1550		28			10	1550			344		2
	ЭЦНМ5D– 10-1700			28		10		1700		390			2
	1			2		3		4		5			6
	ЭЦНМ5E– 10-2000		28			10	2000			436		2
	ЭЦНМ5А–20- 1000			37		20		1000		246			2
	ЭЦНМ5В– 20-1200		37			20	1200			290		2
	ЭЦНМ5С– 20-1400			37		20		1400		334			2
	ЭЦНМ5D– 20-1600		37			20	1600			378		2
	ЭЦНМ5E– 20-1800			37		20		1800		422			2
	ЭЦНМ5F – 20-2000		37			20	2000			501		3
	2 ЭЦН5 – 40 - 1400			39,6		40		1425-1015		273			2
	ЭЦН5 – 40 - 1750		43			40	1800			349		3
	ЭЦНМ5А– 50-1000			45		50		1000		192			1
	ЭЦНМ5В– 50-1100		45			50	1100			224		2
	ЭЦНМ5С– 50-1300			45		50		1300		264			2
	ЭЦНМ5D– 50-1550		45			50	1550			303		2
	ЭЦНМ5E– 50-1700			45		50		1700		344			2
	ЭЦНМ5F – 50-2000		45			50	2000			384		2
	2 ЭЦН5 – 80 - 1200			51,5		80		1285 - 715		274			2
	ЭЦН5 - 80-1550		51,5			80	1600			364		2
	ЭЦН5 - 80-1800			51,5		80		1780		413			3
	3ЭЦН5 - 130-1200		58,5			130	1330 - 870			283		2
	ЭЦН5 - 130-1400			58,5		130		1460		348			3
	2ЭЦН5 - 200-800		50			200	960 - 545			225		2
	1ЭЦН5А- 100-1350			51		100		1520-1090		264			2
	1ЭЦН5А- 160-1100		58,7			160	1225 - 710			224		2
	2ЭЦН5А–160-1200			61		160		1560-1040		274			2
	ЭЦН5А -160-1750		61			160	1755			346		3
	1ЭЦН5А250 - 800			60,3		250		890 - 490		145			2
	1ЭЦН5А-250- 1000		60,2			250	1160 - 610			185		2
	1ЭЦН5А-250- 1400		60			250	1580 - 930			265		3
	1ЭЦН5А360 - 600		59,7			360	660 - 490			134		2
	2ЭЦН5А360 - 700			60		360		810 - 550		161			2
	2ЭЦН5А360 - 850		60,7			360	950 - 680			184		3

Справочник инженера по добыче нефти Стр.100

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ						НК ЮКОС
2ЭЦН5А-360- 1100	59,5	360	1260 - 920		248	3
1ЭЦН5А500 - 800	59,5	500	830	- 700	213	3
1ЭЦН6 - 100 - 1500	49	100	1610	- 1090	213	2
2ЭЦН6 - 160 - 1450	57,6	160	1715	- 1230	249	2
4ЭЦН6-250 - 1050	63	250	1100 - 820		185	2
2ЭЦН6-250 - 1400	62,6	250	1590	- 1040	231	2
ЭЦН6250 - 1600	62,6	250	1700	- 1080	253	2
2ЭЦН6 - 350 - 850	65	350	1035 - 560		127	2
3ЭЦН6-350 - 1100	65	350	1120		168	2
1	2	3		4	5	6
2ЭЦН6 - 500 - 750	63	500	930 - 490		145	2
1ЭЦН6 - 700 - 800	58	700	850 - 550		152	3
1ЭЦН6-500 - 1100	59	500	1350 - 600		217	3
ЭЦН6700 - 1100	60	700	1220 – 780		233	4
ЭЦН61000 - 900	60	1000	1085 – 510		208	4
2ЭЦНИ6-350- 1100	62,1	350	1170 – 710		154	2
2ЭЦНИ6-500- 750	61,5	500	860	– 480	157	2
ЭЦНК5 - 80 - 1200	49,5	80	1250 – 785		274	2
ЭЦНК5 -80 - 1550	51,5	80	1600		364	2
ЭЦНК5 -130-1200	58,5	130	1330 – 870		283	2
ЭЦНК5 -130- 1400	58,5	130	1460		348	3

Рис. 6.1.1 – Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

Справочник инженера по добыче нефти Стр.101

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

Установка электроцентробежного погружного насоса

Электрические приводы и контроллеры защищают путем выключения электропитания, если не выдерживаются рабочие параметры.

Регулируемые приводы позволяют изменять подачу насоса путем изменения вращения двигателя

Электрические трансформаторы преобразуют напряжение источника питания в напряжение необходимое для двигателей насосов

агарманов Ильдар

Газовые сепараторы отделяют некоторое количество выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет его кольцевое пространство между обсадными трубами и НКТ до поступления газа в насос путем изменения направления движения флюида или с помощью ротационной центрифуги.

Приемный модуль насоса позволяет флюидам поступать в насос и может быть частью газового сепаратора

Погружной двухполюсный трехфазный асинхронный электродвигатель

к

Силовые кабели подводят электроэнергию к погружным двигателям по изолированным жилам

В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и потребляемую мощность

Протектор двигателя соединяет насос с двигателем, изолирует двигатель от скважинных флюидов, служит в качестве дополнительной емкости для масла и уравновешивает давление в стволе скважины и двигателе, а также позволяет маслу сжиматься и расширяться.

Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по силовому кабелю на установленное на поверхности считывающее устройство

Справочник инженера по добыче нефти Стр.102

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

НК ЮКОС

6.2. Характеристика винтовых насосов (ЭВН)

В настоящие время на нефтяных промыслах используют винтовые

насосные

установки

с

погружным

электродвигателем,

а

также

с

1

поверхностным

приводом

как

отечественного (ОКБ БН), так и

2

импортного

производства

(фирма

3

РОДЕМИП, Франция; фирмы COROD

MANUFACTURING

и

AMOCO

CANADA PETROLEUM LTD, GRIFFIN

PUMPS, ROTALIFT, Канада; фирма

SCHELLER-BLECKMAN,

Австрия).

5

Схема

винтового насоса

приведена

на рисунке 6.2.1.

Технические

характеристики

ЭВН (ОКБ БН, Россия) приведены в

табл. 6.2.

Рабочие

характеристики

УВН

6

(одновинтового

насоса)

определяются

по

следующим

7

формулам.

1.

Теоретическая

производительность

8

насоса, м3/с

Qт

= 4 e D T n ,

9

60

(6.2.1)

10

где e – величина эксцентриситета

между центром сечения винта и

статора,

м;

D –диаметр

сечения

Рис.6.2.1. Компоновка винтовой насосной установки

винта,

м;

T –

шаг

двухзаходного

1- электродвигатель;

винта, м; n –частота вращения винта,

2- модульная вставка;

3- вращатель;

мин

-1

.

4- превентор-тройник;

5- колонная головка;

2.

Фактическая

6- насоснокомпрессорные трубы;

производительность насоса

7- штанговая вращательная колонна;

8- ротор винтового насоса;

Qф = Qт ηо ,

9- статор винтового нсоса;

10клапанный узел.

(6.2.2)

Справочник инженера по добыче нефти

Стр.103