Габаритный диаметр насосного агрегата определяют в двух сечениях с учетом того, что электродвигатель, насос и первые от насоса трубы представляют жесткую систему, и их размещение в скважине должно рассматриваться совместно [19].
В первом сечении учитываются диаметры электродвигателя насоса и плоский кабель:
, (5.34)
где Dэд, Dн - наружные диаметры электродвигателя и насоса соответственно; hк - толщина плоского кабеля; Sx - толщина хомута, крепящего кабель к насосу.
Во втором сечении учитывается размер муфты НКТ и круглый кабель:
, (5.35)
Должно быть, чтобы величина Dmax > Amax, в противном случае первые над насосом 100 - 150 м НКТ устанавливают на типоразмер меньше или устанавливают на этой длине плоский кабель.
Величина диаметрального зазора между эксплуатационной колонной и Dmax должна быть не менее 5 - 10 мм для эксплуатационных колонн диаметром до 219 мм в неосложненных условиях для вертикальной скважины.
Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении электродвигателя определим по формуле
, (5.36)
где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; Q - дебит скважины, м3/сут.
Определение удельного расхода электроэнергии установкой ЭЦН
Важным энергетическим показателем работы УЭЦН является расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости, кВт·час/т, определяемый по формуле [19]
, (5.37)
где Н - высота подъема жидкости из скважины, м; ηоб = ηтр·ηн·ηдв·ηавт·ηк - общий кпд установки.
По техническим данным оборудования определяется ηтр - КПД труб; ηн - КПД насоса; ηдв - КПД электродвигателя; ηавт - КПД автотрансформатора или трансформатора; КПД кабеля ηк можно определить исходя из потерь мощности в кабеле:
, (5.38)
где Рэд - номинальная мощность электродвигателя; ΔРк -потери мощности в кабеле.
Пример расчета габаритов УЭЦН, скорости охлаждающей жидкости и удельного расхода электроэнергии
Задача 27
По параметрам эксплуатационной скважины и оборудованию выбрать кабель, трансформатор, определить габариты УЭЦН, скорость охлаждающей жидкости и удельный расход электроэнергии.
Дано: наружный диаметр эксплуатационной колонны - 140 мм;
размер НКТ - - 48 x 4 мм;
дебит скважины Q = 120 м3/сут;
динамический уровень hд = 1100 м;
тип насоса ЭЦН5-130-1200.
тип электродвигателя ПЭД-40-103;
глубина спуска насоса - 1400 м;
температура на приеме насоса - 50°С;
расстояние до станции управления - 100 м.
Решение
По табл. 5.3 определим основные характеристики двигателя: напряжение U = 1000 В, ток I = 40 А, КПД 72%, соsφ = 0,80. Температура окружающей среды - 55°С, скорость охлаждающей жидкости > 0,12 м/с.
По формуле (5.27) определим сечение жилы:
.
Учитывая, что в жидкости имеется растворенный газ, выберем кабель с полиэтиленовой изоляцией (табл. 5.5) КПБК З x 10 мм и КПБП 3 x 10 мм с рабочим напряжением 2500 В, допустимым давлением до 25 МПа и температурой до 90°С и размером 13,6 х 33,8 мм.
Длина кабеля (формула (5.30))
.
Сопротивление кабеля (формула (5.29))
.
Потери мощности в кабеле (по формуле (5.28))
Мощность трансформатора (по формуле (5.31))
Падение напряжения в кабеле (формула (5.32))
где cosφ = 0,80; φ = arccos = 36,87°; sinφ = 0,60.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора
Этому условию удовлетворяет трансформатор ТСБЗ-100 [7, табл. 20] с пределами регулирования во вторичной обмотке 900 - 1300 В и мощностью 84,5 кВт на отпайке 1200 В.
Определим габаритный размер Dmax (формула (5.34)):
Габаритный размер Amax с учетом НКТ
Внутренний диаметр 140 мм эксплуатационной колонны равен 122 мм, следовательно, минимальный зазор составит 122 - 112,1 = 10 мм, что допустимо.
Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении электродвигателя (формула (5.36))
.
Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения (0,12 м/с) по характеристике электродвигателя ПЭД-40-103.
Удельный расход электроэнергии определим по формуле (5.37). По исходным данным оборудования найдем
По формуле (5.38) получим
Тогда ηоб = 0,94·0,57·0,72·0,727·0,96 = 0,269. Удельный расход электроэнергии на 1 т добытой жидкости (формула (5.37))
.
ЛИТЕРАТУРА
1. Адонин А. Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М.: Недра,(1964. 263 с.
2. Аливердизаде К. О., Даниелян А. А. и др. Расчет и конструирование оборудования для эксплуатации нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1959. 560 c.
3. Беляев Н. М. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1976. 603 с.
4. Бейзальман Р. Д., Ципкин Б. В. Подшипники качения: Справочник. 5-е изд. М.: Машиностроение, 1967. 391 с.
5. Богданов А. А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. 272 с.
6. Биргер И. А., Шорр Б. Ф. и др. Расчет па прочность деталей машин: Справочник. М.: Машиностроение, 1979. 702 с.
7. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.
8. ГОСТ 633 - 80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия. М., 1980.
9. ГОСТ 21425 - 75. Соединения зубчатые (шлицевые) прямобочные. 10. Журавлев В. Н., Николаева О. И, Машиностроительные стали: Спра-вОЧНИК. М|: Машиностроение, 1981. 391 с.
11. Ивановский Н. Ф. Определение моментов сопротивления и динамического нагружения при запуске погружных центробежных насосов//Нефтяное хозяйство. 1965. № 11.
12. Казак А. С., Росин И. И., Чичеров Л, Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1973.
13. Методика по определению динамических нагрузок на валу при запуске насоса. М;, 1964. 41 с.
14. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. 464 с.
15. Молчанов А. Г., Чичеров В. Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983, 308 с.
16. Нагула В. Д., Быков О. В. Влияние свободного газосодержания у приема ЭЦН на его работу в промысловых условиях//Нефтепромысловое дело. 1984. № 10.
17. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/Под ред. Е. И. Бухаленко. М.: Недра, 1990. 559 с.
18. Расчет погружных центробежных электронасосов на прочность: Метод, указ, к выполнению курсовых и дипломных проектов / Куйбыш. политехн ин-т; Сост. А. И. Снарев, И. М. Седова. Куйбышев, 1990. 36 с.
19. Оркин. К. Г., Юрчук А. М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.
20. Сароян А. Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М.: Недра, 1979. 231 с.
21. Саркисов Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. М.: Недра, 1971.
22. Справочное руководство по проектированию разработки и: эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983. 463 с.
23. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. 455 с.
24. Чичеров Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983, 312 с.
25. Чичеров Л. Г., Молчанов Г. В., Ивановский Н. Ф. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987. 422
26. Щуров В. И., Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983.
27. Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974. 28 Юрчук А. М., Истомин А. 3; Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1979.
28. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974.
29. Сборник задач по технологи и технике нефтедобычи. Учебное пособие. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В. Г., Богомольный Г.И.. - М: Недра, 1984. - 272с.
СОДЕРЖАНИЕ:
ВВЕДЕНИЕ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗА, НЕФТИ, ВОДЫИ МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ (НЕФТЬ-ВОДА-ГАЗ) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
1.1. Определение физических свойств нефтяного газа по его компонентному составу
1.1.1. Методика расчета свойств газа по его компонентному составу
1.1.2. Пример расчета свойств газа по его компонентному составу
1.1.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
1.2. Уравнения состояния и их использование для расчета физических свойств газов
1.2.1. Определение физических свойств газа на основе уравнения состояния
1.2.2. Пример расчета свойств газа с использованием уравнения состояния
1.2.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
1.3. Расчет физических свойств пластовых нефтей при однократном разгазировании
1.3.1. Методика расчета свойств нефти при однократном разгазировании для Р < Рнас и Т < Тпл
1.3.2. Пример решения типовой задачи
1.3.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
1.4. Расчет физических свойств нефти в пластовых условиях
1.4.1. Методика определения физических свойств нефти при пластовых условиях
1.4.2. Пример расчета свойств нефти при пластовых условиях
1.4.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
1.5. Расчет физических свойств пластовых вод
1.5.1. Методика расчета физических свойств пластовых вод
1.5.2. Пример расчета свойств пластовой воды
1.5.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
1.6. Расчет физических свойств водонефтяных смесей
1.6.1. Методика расчета основных физических свойств водонефтяных смесей
1.6.2. Пример расчета свойств водонефтяной смеси в скважине
1.6.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
2. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
2.1. Расчет НКТ при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин
2.2. Пример расчета глубины спуска НКТ при фонтанной эксплуатации скважин
2.3. Пример расчета глубины спуска ступенчатой НКТ при фонтанной эксплуатации скважин
2.4. Насосно-компрессорные трубы с защитными покрытиями
2.5. Пример расчета глубины спуска остеклованных НКТ при фонтанной эксплуатации скважин
2.6. Определение диаметра штуцера фонтанной арматуры
2.7. Пример расчета диаметра штуцера для фонтанирующей скважины
2.8. Расчет технологических режимов эксплуатация фонтанных скважин
2.8.1. Условия фонтанирования скважин. Минимальное забойное давление фонтанирования
2.8.2. Пример расчета минимального забойного давления фонтанирования
2.8.3. Контрольные вопросы по практическому занятию
3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В КОЛОННЕ ПОЪЕМНЫХ ТРУБ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
3.1. Последовательность гидродинамического расчета движения ГЖС в скважине
3.2. Метод Поэтмана - Карпентера
3.3. Пример расчета движения ГЖС по методу Поэтмана - Карпентера
3.4. Метод А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина
3.5. Пример расчета движения ГЖС по методу А.П. Крылова и Г.С. Лутошкина
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫПРИ ШТАНГОВОЙ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
4.1. Выбор оборудования ШГНУ и определение параметров работы насоса
4.2. Пример расчета ШГНУ и выбора режима его эксплуатации
4.3. Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки
4.4. Пример расчета нагрузок на головку балансира станка-качалки
4.5. Определение длины хода плунжера штангового насоса
4.5.1. Длина хода плунжера с учетом действия статических сил
4.5.2. Определение длины хода плунжера с учетом статических и динамических сил
4.5.3. Пример расчета длины хода плунжера по статической теории
4.5.4. Пример расчета длины хода плунжера по статической и динамической теориям
4.6. Расчет производительности и определение коэффициента подачи ШГНУ
4.6.1. Формула производительности по элементарной теории [27|
4.6.2. Производительность по элементарной теории А. Н. Адонина [1]
4.6.3. Формула производительности А. С. Вирновского
4.6.4. Учет гидродинамического трения по формуле А. С. Вирновского
4.6.5. Учет потерь на сопротивление жидкости в нагнетательном клапане и на трение плунжера о стенки цилиндра
4.6.6. Производительность ШГНУ в случае двухступенчатой колонны штанг
4.6.7. Пример расчета производительности и коэффициента подачи ШГНУ
4.7. Расчет прочности колонны штанг
4.7.1. Пример выбора и расчета на прочность одноступенчатой колонны штанг
4.7.2. Пример выбора и расчета на прочность двухступенчатой колонны штанг
4.7.3. Пример выбора технологического режима эксплуатации двухступенчатой колонны штанг
4.7.4. Пример выбора и расчета на прочность двухступенчатой колонны штанг
4.8. Расчет НКТ по аварийной нагрузке при эксплуатации ШГНУ
4.9. Пример расчета аварийной нагрузки на колонну гладких НКТ
4.10. Расчет НКТ на циклические нагрузки
5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ (ЭЦН)
5.1. Установки погружных электроцентробежных насосов
5.1.1. Погружные электроцентробежные насосы
5.1.2. Погружные электродвигатели
5.1.3. Кабельная линия
5.1.4. Выбор насосно-компрессорных труб
5.1.5. Определение необходимого напора ЭЦН
5.1.6. Выбор центробежного насоса
5.1.7. Выбор электродвигателя
5.1.8. Пример подбора ЭЦН в скважину
5.2. Определение глубины погружения насоса под динамический уровень
5.2.1. Расчет оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ЭЦН
5.2.2. Пример оценки оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ЭЦН
5.2.3. Работа газа по подъему жидкости
5.2.4. Пример расчета погружения насоса под динамический уровень
5.3. Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров УЭЦН
5.3.1. Выбор кабеля
5.3.2. Выбор трансформатора
5.3.3. Определение габаритного диаметра уэцн и скорости движения охлаждающей жидкости
5.3.4. Определение удельного расхода электроэнергии установкой ЭЦН
5.3.5. Пример расчета габаритов УЭЦН, скорости охлаждающей жидкости и удельного расхода электроэнергии
ЛИТЕРАТУРА
……………………………………………………………………………………………………………………