Дипломная работа: Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Вследствие низкого общего к. п. д. установки удельный расход электроэнергии на 1 т жидкости, поднятой ЭЦН, обычно выше, чем штанговыми насосами.

2.6.3 Методика подбора УГНТУ

Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима работы установки ЭЦН

Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса

Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется из условия обеспечения минимального забойного давления. При газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 - 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса. Рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30 - 40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны ствола скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 - 15%.

При выполнении расчетов определение глубины подвески насоса обычно выполняется для 2-3 вариантов конструкции установок. Для них же выполняются и все остальные расчеты.

При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения давления по НКТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН.

Величину коэффициента сепарации для скважин, оборудованных установками ЭЦН, определяют по формуле:

, (2.6.3.1)

где - относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/c;

F₃ - площадь сечения затрубного пространства между обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), м².

Определение требуемого напора насоса

Для согласования характеристики насоса и скважины, следовательно нахождения величины удельной энергии, передаваемой насосом газожидкостной смеси и обеспечения нормы отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса строится напорная характеристика скважины Q = f(H_скв):

, (2.6.3.2)

где Н_дин - глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м;

- устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке «насос - устье скважины»;

h_тр - потери напора на трение, м.

Н_г - напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах.

Если нет данных о величине динамического уровня, то приближенно его можно определить по формуле:

, м, (2.6.3.3)

где L_с - длина ствола скважины;

Р_пл - пластовое давление;

К - коэффициент продуктивности;

с_вн - плотность водонефтяной смеси на выходе из насоса, кг/м³;

Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости:

, м, (2.6.3.4)

где Н_сп - глубина спуска насоса, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений;

- линейная скорость потока, м/с.

(2.6.3.5)

где Q_н, Q_в - дебит скважины по нефти и воде соответственно;

b_н, b_в - объемные доли нефти и воды соответственно;

F - площадь поперечного сечения НКТ.

Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле:

(2.6.3.6)

где G₀ - газовый фактор;

d - диаметр лифта в дюймах;

Р_нас - давление насыщения после сепарации газа у насоса;

- средняя обводненность продукции в подъемнике при среднем давлении Р = 0,5·(Р_вык + Р_у), Р_вык, Р_у. - давление на выкиде насоса и устье скважины соответственно.

Для построения напорной характеристики скважины задаются несколькими значениями дебита (5-6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q = f(H) строится линия развиваемого пластом напора H_cкв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН (см. рисунок 2.6.3.1).

Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН осуществляют в зависимости от дебита скважины:

Рис. 2.20 Типовая характеристика погружного центробежного насоса

Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных насосов

По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии:

0,6 ? Q_ж/Q_в.опт ? 1,2 , (2.6.3.7)

где Q_в.опт - подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.

На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.

Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность.

При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее, влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова - для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03 - 0,05 см²/c. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса.

В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м²/c);

, (2.6.3.8)

где _э - кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па·с;

'_вн - средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих органов насоса, кг/м³:

(2.6.3.9)

где _н и _в соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины.

Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов:

и (2.6.3.10)

(2.6.3.11)

где Н_в, Q_в, _в - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости (водонефтяной эмульсии).

Коэффициенты К_НQ и К зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса

(2.6.3.12)

где n₁ - частота вращения вала насоса, 1/c;

n_s - коэффициент быстроходности ступени насоса;

(2.6.3.13)

где Q_в.опт - подача насоса на воде в оптимальном режиме, м³/с;

Н_в.опт - напор насоса на воде в оптимальном режиме, м;

Z_нас - число ступеней насоса.

По величине Re_нас с помощью специальных графиков П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов К, К_QH и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами. Для ламинарного режима:

(2.6.3.14)

Для турбулентного режима:

(2.6.3.15)

где Q_в - подача насоса на воде при соответствующем режиме, м³/c.

Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды на свойства эмульсии следующий.

1. Вначале определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают вязкость эмульсии.

2. Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе.

3. Задаваясь рядом значений Q/Q_в.опт, и определив по фактической водной характеристике Q_в.опт, находят Q_i = (Q/Q_в.опт)·Q_в.опт в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Q_в.опт).

4. Для полученных значений Q_i по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Н_i.

5. Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 c^-1.

6. По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/Q_в.опт = 1) по формулам (2.6.3.14), (2.6.3.15) находят значение коэффициента К_НQ для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений К_НQ выбирают меньшее.

7. Из формулы (2.6.3.10) находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии.

8. По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса и затем уточненное значение К_НQ. Эти операции по уточнению коэффициента К_НQ. осуществляют до тех пор, пока последующее значение К_НQ не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02.

9. По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению К_НQ и значению Q = Q_в.опт, по формулам (2.6.3.14), (2.6.3.15) определяют величину коэффициента К опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие.

10. Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса (2.6.3.10), (2.6.3.11), соответствующие режиму Q = Q_в.опт.

11. Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений отношений Q/Q_в.опт, после чего строят график Q-H, -Q, Q-N, где N - потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке скважинной продукции в выбранном режиме.

Для расчетов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой:

(2.6.3.16)

При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и к.п.д. наcоса смещаются влево с резким уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса специального газового сепаратора конструкции П.Д. Ляпкова или в качестве первых 10 - 15 ступеней установить рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но большей производительности.

Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления

Выбор электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия:

0,5 <= N/N_A <= 1, (2.6.3.17)

где N - мощность, потребляемая насосом; N_A - номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД).

Характеристики ПЭД приведены в разделе 6.1. При подборе ПЭД необходимо, чтобы присоединительные размеры протектора ПЭД соответствовали соединительным размерам насоса.

При выборе оборудования установок УЭЦН важное значение придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды (для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности продукции. При неизменных значениях Р_пл и Р_заб давление у входа в насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на выходе - выше, чем в обычных условиях работы насоса.

Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению. Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его преждевременный выход из строя.

Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течение всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже Q_min и давлением на входе в насос не менее Р_пр.min. Рекомендуется определять эти значения следующим образом:

Q_min = 330·N_Д··F₃ и Р_пр.min = 0,5 - 1,0 MПа, (2.6.3.18)

где F₃ - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и корпусом ПЭД, м².

По минимальным значениям мощности N_Д, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.

Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса:

L_к = H_сп + 50, (2.6.3.19)

где L_к - длина кабеля, м; Н_сп - глубина спуска насоса в скважину с учетом кривизны ствола.

На величину мощности, потребляемой всей установкой УЭЦН, влияют потери мощности в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД определяется формулой:

(2.6.3.20)

где _Д - к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b₂, с₂, d₂ - эмпирические коэффициенты.

По величине потерь мощности определяется температура перегрева ПЭД: