124684 (593012), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

4. Поскольку подъем жидкости на поверхность происходит по обсадной колонне, то при отложении парафина на стенках колонны и на кабеле возникают трудности с ликвидацией этих отложений.

Рисунок 7. Установка погружного центробежного насоса на кабель-канате: 1 - шлипсовый пакер; 2 - приемная сетка; 3 - клапан; 4 - посадочные кольца; 5 - обратный клапан, 6 - насос; 7 -ПЭД; 8 - штекер; 9 - гайка; 10 - кабель; 11 - оплетка кабеля; 12 - отверстие

Несмотря на это установки на кабель-канате применяются, и существует несколько типоразмеров таких насосов (рисунок 7).

На расчетную глубину предварительно спускается и закрепляется на внутренних стенках колонны шлипсовый пакер 1, воспринимающий вес столба жидкостей над ним и вес погружного агрегата. Насосный агрегат в сборе на кабель-канате опускается в скважину, сажается на пакер и уплотняется в нем. Одновременно патрубок с приемной сеткой 2 проходит через пакер и открывает обратный клапан 3 тарельчатого типа, имеющийся в нижней части пакера.

При посадке агрегата на пакер герметизация достигается за счет касания посадочных колец 4. Выше посадочных колец, в верхней части всасывающего патрубка находится обратный клапан 5. Над клапаном размещается насос 6, затем узел гидрозащиты и ПЭД 7. В верхней части двигателя имеется специальный трехполюсный коаксиальный штекер 8, на который плотно насаживается и закрепляется накидной гайкой 9 присоединительный наконечник кабеля 10. В наконечнике заправлены грузонесущая проволочная оплетка кабеля 11 и электрические жилы, подсоединенные к контактным кольцам состыковочного штекерного устройства.

Жидкость, подаваемая ПЦЭН, выбрасывается через отверстия 12 в межтрубное пространство, частично охлаждая ПЭД.

На устье скважины кабель-канат герметизируется в устьевом сальнике арматуры и конец его присоединяется через обычную станцию управления к трансформатору.

Спускают и поднимают установку с помощью кабельного барабана, расположенного на шасси специально оборудованного тяжелого автомобиля-вездехода (агрегат АПБЭ-1,2 / 8А).

Время спуска установки на глубину 1000 м - 30 мин, подъема - 45 мин.

При подъеме насосного агрегата из скважины всасывающий патрубок выходит из пакера и дает возможность захлопнуться тарельчатому клапану. Это позволяет в фонтанных и полуфонтанных скважинах спускать и поднимать насосный агрегат без предварительного глушения скважины.

Число ступеней в насосах 123 (УЭЦНБ5А-250-1050), 95 (УЭЦНБ6-250-800) и 165 (УЭЦНБ5-160-1100).

Таким образом, за счет увеличения диаметра рабочих колес напор, развиваемый одной ступенью, составляет 8,54; 8,42 и 6,7 м. Это почти в два раза больше, чем у насосов обычной компоновки. Мощности двигателей 46 кВт. Максимальный к. п. д. насосов - 0,65.

В качестве примера на рисунке 8 приведены рабочие характеристики насоса УЭЦНБ5А-250-1050. Для этого насоса рекомендуется рабочая область: подача Q = 180 - 300 м³/сут, напор Н = 1150 - 780 м. Масса насоса в сборе (без кабеля) 860 кг.

Рисунок 8. Рабочие характеристики погружного центробежного насоса ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате: Н - напорная характеристика; N - потребляемая мощность; η - коэффициент полезного действия

2.5 Определение глубины подвески ПЦЭН

Глубина подвески насоса определяется:

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Н_д при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Н_п, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Р_у, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока h_тр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Н_г, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать:

(1)

По существу все слагаемые в (1) зависят от отбора жидкости из скважины.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.

Если уравнение притока известно

(2)

то, решая его относительно давления на забое Р_с и приведя это давление в столб жидкости получим:

(3)

(4)

Или. (5)

Откуда. (6)

где р_ср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.

Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Н_с, получим глубину динамического уровня Н_д от устья

(7)

Если скважины наклонны и φ₁ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ₂ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.

С учетом кривизны искомое Н_д будет равно

(8)

Здесь Н_с - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.

Величина Н_п - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Н_п принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Величина P_y/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная

(9)

Здесь ρ_н, ρ_н - плотности нефти и воды.

Величина Р_у зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.

Величина h_тр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики

(10)

где С - линейная скорость потока, м/с,

(11)

Здесь Q_H и Q_B - дебит товарной нефти и воды, м³/сут; b_Н и b_В - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.

Как правило, h_тр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.

Величину Н_г можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.

Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Н_г. По этой причине в уравнение Н_г входит с отрицательным знаком.

Величину Н_г можно приближенно определить по формуле, следующей из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН.

Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для оценки эффективности работы газа.

- при добыче чистой нефти η = 0,8;

- при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65;

- при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5;

При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина η может быть уточнена.

Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рисунок 9) в зависимости от ее дебита.

(12)

На рисунке 9 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины Н_скв(2).

Рисунок 9. Напорные характеристики скважины:

1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»

Линия 1 - зависимость Н_д(2), определяемая по формулам, приведённым выше и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 Н_Д = Н_СТ, т. е. динамический уровень совпадает со статическим. Прибавляя к Н_д величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (P_y/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле для разных Q величину h_ТР и прибавляя вычисленные h_ТР к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Н_г и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины. На напорную характеристику скважины накладывается H(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рисунок 10).

Точка А - пересечение характеристик скважины (рисунок 11, кривая 1) и ПЦЭН (рисунок 11, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор Н, развиваемый насосом.

Рисунок 10. Согласование напорной характеристики скважины (1) с H(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

Рисунок 11. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

Характеристики

Список файлов ВКР