Подбор к скважине погружного электроцентробежного насосного агрегата и вспомогательного оборудования

Секция верхняя.cdw

Размер Д обеспечить установкой одной из деталей поз. 30 длиной l.
Соотвественно на вал установить одну из деталей поз. 18 с длиной l
Размер Б обеспечить при крайнем левом положении вала торцовкой
Размер Г обеспечить торцовкой детали поз. 16
*) Размеры для справок
Хомут поз. 6 установить на ловильную головку поз. 8 таким образом
чтобы паз на хомуте (поверхность Е) и поверхности Ж были
расположены вдоль одной образующей корпуса насоса
Пломбирование одного болтового соединения произвести полоской
Покрытие: эмаль ЭП-1267 серая ТУ6-2367-95 (два слоя)
повехности И. Площадь покрытия см. таблицу1
Паять припоем Прв Кр6 ПОССу30-2 ГОСТ 21931-76
Остальные требования по ТУ 3655-004-00217780-98
Для снятия детали поз. 20 при демонтаже секции необходимо
удалить (разбить) текстолитовую шайбу поз. 25
Маркировать ударным способом шрифтом 10 Пр3 ГОСТ 26.020-80
буквенное клеймо "М" в центре корпуса с допуском симметричности
Резиновое кольцо поз. 27 устанавливать на каждой 10-й
направляющий аппарат поз. 33
Установка погружного
центробежного электронасоса

Схема УЭЦН.cdw

Ребро для защиты кабеля
Схема установки погружного
электроцентробежного насоса

Пояснительная записка.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение высшего образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
на выполнение курсового проекта по дисциплине
«Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа»
Выдано студенту ИнЭО группы
ЗАДАЧА ПРОЕТИРОВАНИЯ: Подбор к скважине погружного электроцентробежного насосного агрегата и вспомогательного оборудования.
1. Плотность воды1020кгм3
2. Плотность сепарированной нефти840кгм3
3. Плотность газа в нормальных условиях123кгм3
4. Вязкость воды1001м2с (или Пас):
5. Вязкость нефти26м2с (или Пас):
6. Планируемый дебит скважины40м3сутки
7. Обводненность продукции пласта80%
8. Газовый фактор10м3м3
9. Глубина залегания забоя скважины2100м
10. Пластовое давление18МПа
11. Давление насыщения8МПа
12. Пластовая температура50°С
13. Температурный градиент005°См
14. Коэффициент продуктивности5м2МПа сутки
15. Буферное давление09МПа
16. Наружный диаметр обсадной колонны168мм
17. Толщина стенки обсадной колонны9мм
ОБЪЕМ РАЧЕТНОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА
1. Определение плотности смеси на участке «забой скважины – прием насоса».
2. Определение забойного давления.
3. Определение глубины расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости.
4. Определение давления на приеме насоса.
5. Определение глубины подвески насоса.
6. Определение температуры пластовой жидкости на приеме насоса.
7. Определение объемного коэффициента жидкости при давлении на входе в насос.
8. Вычисление дебита жидкости на входе в насос.
9. Определение объемного количества свободного газа на входе в насос.
10. Определение газосодержания на входе в насос.
11. Вычисление расхода газа на входе в насос.
12. Вычисление приведенной скорости газа в сечении обсадной колонны на входе в насос.
13. Определение истинного газосодержания на входе в насос.
14. Определение работы газа на участке «забой – прием насоса».
15. Определение работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».
16. Определение потребного давления насоса.
17. Выбор типоразмера центробежного насоса и определение величин характеризующих работу этого насоса в оптимальном режиме (подача напор КПД мощность) и в режиме подачи равной «О» (напор мощность).
18. Определение коэффициента изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной характеристики.
19. Вычисление коэффициента изменения КПД насоса из-за влияния вязкости.
20. Вычисление коэффициента сепарации газа на входе в насос.
21. Определение относительной подачи жидкости на входе в насос.
22. Определение относительной подачи на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса.
23. Вычисление газосодержания на приеме насоса с учетом газосепарации.
24. Определение коэффициента изменения напора насоса из-за влияния вязкости.
25. Определение коэффициента изменения насоса из-за влияния вязкости.
26. Определение напора насоса на воде при оптимальном режиме.
27. Вычисление необходимого числа ступеней насоса.
28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости свободного газа и режима работы.
29. Определение мощности.
30. Определение мощности погружного двигателя.
31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.
32. Проверка соблюдения условий эксплуатации установки на максимально допустимую температуру на приеме насоса.
33. Проверка соблюдения условий отвода избыточного тепла.
35. Использованная литература.
ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА.
1. Первый лист: принципиальная схема установки погружного центробежного насоса формата А3.
2. Второй лист: общий вид установки погружного центробежного насоса формата А1. Спецификация А4 допускается размещение спецификации на листе общего вида.
Примечание. 1) расчетно-пояснительная записка выполняется на листах формата А4. 2) требуемые расчеты желательно производить с использованием программы на ЭВМ.
Срок сдачи проекта на проверку:
Руководитель проекта:
Задание на проект принял:
1 Определение плотности смеси на участке «забой скважины – прием насоса»
2 Определение забойного давления.
3 Определение глубины расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости
4 Определение давления на приеме насоса
5 Определение глубины подвески насоса
6 Определение температуры пластовой жидкости на приеме насоса
7 Определение объемного коэффициента жидкости при давлении на входе в насос
8 Вычисление дебита жидкости на входе в насос
9. Определение объемного количества свободного газа на входе в насос
10 Определение газосодержания на входе в насос
11 Вычисление расхода газа на входе в насос
12 Вычисление приведенной скорости газа в сечении обсадной колонны на входе в насос
13 Определение истинного газосодержания на входе в насос
14 Определение работы газа на участке «забой – прием насоса»
15 Определение работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины»
16 Определение потребного давления насоса
17 Выбор типоразмера центробежного насоса и определение величин характеризующих работу этого насоса в оптимальном режиме (подача напор КПД мощность) и в режиме подачи равной «О» (напор мощность)
18 Определение коэффициента изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной характеристики
19 Вычисление коэффициента изменения КПД насоса из-за влияния вязкости
20 Вычисление коэффициента сепарации газа на входе в насос
21 Определение относительной подачи жидкости на входе в насос
22 Определение относительной подачи на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса
23 Вычисление газосодержания на приеме насоса с учетом газосепарации
24 Определение коэффициента изменения напора насоса из-за влияния вязкости
25 Определение коэффициента изменения насоса из-за влияния вязкости
26 Определение напора насоса на воде при оптимальном режиме
27 Вычисление необходимого числа ступеней насоса
28 Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости свободного газа и режима работы
29 Определение мощности
30 Определение мощности погружного двигателя
31 Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Установки погружных электроцентробежных насосов УЭЦН - одна из самых популярных применяемых технологий на отечественном рынке нефтедобычи. Основными положительными сторонами установки погружных электроцентробежных насосов являются следующие: более оптимальная приспособленность к нашим условиям добычи возможность подбора различных установок а также выбор наиболее эффективной технологии добычи в условиях различных осложняющих факторов.
Целями выполнения курсового проекта являются:
углубление и закрепление теоретических знаний полученных слушателями во время лекционных и практических занятий;
выработка у слушателей навыков самостоятельного применения теории привлечения дополнительных данных анализа практических данных оценки и проверки правильности решения;
закрепление навыков расчета с применением вычислительной техники привлечения справочно-реферативной литературы оформления и ведения инженерно-технической документации.
Выполнение курсового проекта направлено на решение следующих задач:
привитие навыков самостоятельной работы с учебной и научной литературой;
выработка аналитического мышления при изучении и решении поставленных вопросов и задач;
привитие умения делать анализ комментировать и оценивать полученные результаты – давать физическую их интерпретацию и формулировать выводы по проведенной работе;
привитие навыков оформления курсового проекта согласно требованиям предъявленным к инженерно-технической документации в соответствии с ЕСКД.
Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:
сепарированной нефти840
газа в нормальных условиях123
Планируемый дебит скважины м3сут40
Обводненность продукции пласта %80
Газовый фактор м3м310
Глубина залегания забоя скважины м2100
Пластовое давление МПа18
Давление насыщения МПа8
Пластовая температура 50
Температурный градиент 5
Коэффициент продуктивности м3МПа сут5
Буферное давление МПа09
Наружный диаметр обсадной колонны мм168
Толщина стенки обсадной колонны мм9
При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор программы в оболочке EXCEL ACCESS) необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [7].
Основными среди этих допущений являются:
Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях меньших давления насыщения.
Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины – прием насоса» при любых величинах дебитов скважины.
Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.
Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.
Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа является изотермическим.
Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.
Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:
1 Определяем плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса» с учетом упрощений:
где плотность сепарированной нефти кгм3;
плотность пластовой воды кгм3;
плотность газа в стандартных условиях кгм3;
текущее объемное газосодержание;
обводненность пластовой жидкости д. ед.
2 Определяется забойное давление при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
где пластовое давление МПа;
заданный дебит скважины м3сут;
коэффициент продуктивности скважины м3МПа сут
3 Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
4 Определяется давление на приеме насоса при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например – Г= 01):
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 10)
где давление насыщения.
5 Определяется глубина подвески насоса:
6 Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
где пластовая температура ;
температурный градиент
7 Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
где объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;
объемная обводненность продукции д. ед;
давление на входе в насос МПа;
давление насыщения МПа
8 Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
9 Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
где газовый фактор м3м3
10 Определяется газосодержание на входе в насос:
11 Вычисляется расход газа на входе в насос:
12 Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
где площадь сечения скважины на приеме насоса м2;
13 Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
где скорость всплытия газовых пузырьков зависящая от обводненности продукции скважины ()
14 Определяется работа газа на участке «забой – прием насоса»:
15 Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины»:
Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением газосодержанием и т.д.
16 Определяется потребное давление насоса:
где глубина расположения динамического уровня м;
буферное давление МПа;
давление работы газа на участке «забой – прием насоса» МПа;
давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины» МПа
17 По величине подачи насоса на входе потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача напор КПД мощность) и в режиме подачи равной «О» (напор мощность).
Основные технические показатели выбранного насоса (для оптимального режима на воде):
Коэффициент полезного действия
Количество ступеней выбранного насоса
18 Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной характеристики:
где эффективная вязкость смеси; м2с
оптимальная подача насоса на воде.
19 Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
20 Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
где площадь кольца образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
21 Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:
где подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса
22 Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:
23 Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
24 Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
25 Определяется коэффициент изменения насоса из-за влияния вязкости:
26 Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:
27 Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
где напор одной ступени выбранного насоса
28 Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости свободного газа и режима работы:
где максимальный КПД насоса на водяной характеристики
29 Определяется мощность:
30 Определяется мощность погружного двигателя:
31 Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости. В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность потребляемую насосом в том случае когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).
При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.
По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью находящейся в насосе. В этом случае давление создаваемое насосом определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости а противодавление на выкиде – столбом тяжелой жидкости.
Необходимо проверить и вариант работы насоса когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап а на излив если это допустимо по расположению скважины. Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:
где плотность жидкости глушения кгм3
При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:
Определяется мощность насоса при освоении скважины:
Мощность потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:
Вывод: данный насос подходит для работы с тяжелой жидкостью
После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при подземном ремонте скважин (ПРС).
Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8–10 выше рекомендованной заводомизготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза.
Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130°С. При несоответствии мощности выбранного двигателя той которая рекомендуется комплектовочной ведомостью выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.
Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН — это правильный подбор УЭЦН к скважине то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса электродвигателя с гидрозащитой кабеля трансформатора подъемных труб из имеющегося парка оборудования и такой глубины спуска насоса в скважину которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.
В курсовом проекте путем расчетов был подобран УЭЦН другими словами произвели выбор таких типоразмеров насоса погружного электродвигателя с протектором диаметра НКТ и глубины спуска насоса в скважину сочетание которых на установившемся режиме обеспечивает заданный отбор жидкости при наименьших затратах.
Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: учеб. пособие сост. Ф.А. Симанкин; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета 2016. – 224 с.
Оркин К.Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти К.Г. Оркин А.М. Юрчук. – М.: Недра 1967. – 380 с.
Санду С.Ф. Практикум по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений С.Ф. Санду А.Т. Росляк В.М. Галкин; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета 2011. – 88 с.
Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа: учебно-практическое пособие. – М.: Инфра-Инженерия 2010. – 232 с.
Основы нефтегазового дела: методическое пособие для студентов ИнЭО обучающихся по направлению 151000 «Технологические машины и оборудование» сост. Ф.А. Симанкин Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета 2014. – 67 с.
Литература дополнительная
Скважинные насосные установки для добычи нефти: учеб. пособие В.Н. Ивановский и др. – М.: Нефть и газ 2002. – 824 с.
Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок В.И. Дарищев и др. – М.: ВНИИОЭНГ 2000. – 84 с.
Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. – М.: Недра 1984. – 308 с.
Международный каталог-справочник. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти под ред. акад. РАЕН В.Ю. Алекперова и акад. РИА В.Я. Кершенбаума. – М.: Нефть и газ 1998. – 611 с.