Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
390
n
– частота вращения винта, мин
-1
.
Фактическая производительность насоса, м
3
/с;
отф
QQ
(4.87)
где
o
– объемный КПД насоса.
Рисунок 4.67 – Рабочая характеристика одновинтового насоса
Мощность, подводимая к валу насоса, кВт;
102
gHQ
N
ж
(4.88)
где
Q – производительность насоса, м
3
/сут;
H
– напор столба жидкости, м;
ж
– плотность жидкости, кг/м
3
;
g
– ускорение свободного падения, м/с
2
;
- общий КПД насоса.
Общий КПД насоса, %;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
391
мгo
(4.89)
где
–объемный КПД насоса,
тфо
QQ
;
г
– гидравлический КПД насоса,
тфг
НН
;
м
–механический КПД (учет потерь энергии на преодоление
трения в подшипниках, винта в обойме, вала в сальниках, вала и шарнира
о жидкость),
NNN
мпм
/
,
мп
N – мощность, расходуемая на механические потери.
Технические характеристики УЭВН с погружным
электродвигателем представлены в таблице 4.88
Таблица 4.88
Типоразмер установки
Параметры
УЭВН 5-16-1200
УЭВН 5–25-1000
УЭВН 5-63-1200
УЭВН 5 -100- 1000
УЭВН 5 –100-1200
УЭВН 5-200-900
1 2 3 4 5 6 7
Номинальная подача, м
3
/сут 16 25 63 100 100 200
Номинальное давление, МПа 12 10 12 10 12 9
*Мощность электродвигателя, кВт 5,5 5,5(22) 22 22(32) 32 32
Масса погружного агрегата, кг 341 342 546 556 697 713
КПД, % 48,3 51,4 53,5 59,6 59,1 65,7
Габариты, мм
поперечный 103 103 103 103 103 103
длина 3488 3488
406
3
4143 4443 4646
масса, кг 105 106 126 136 150 160
*Электродвигатель типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51
Конструкция винтовой насосной установки с поверхностным
электроприводом представлена на рисунке 4.68. Установка состоит из
глубинного оборудования, включающего насос и колонну труб, и
поверхностного оборудования, с помощью которого вращается колонна
труб и крепится глубинное оборудование. Винтовой насос состоит из
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
392
статора 9 и ротора 8. Статор оборудуется обратным клапаном 10 и
спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 6.
На устье колонна НКТ после спуска
крепится в колонной головке 5. Ротор
спускается в скважину на штанговой
вращательной колонне 7 и подвешивается на
привентор - тройник 4. При необходимости
возможно применение специальных фонарей
и центраторов для стабилизации работы
вращательной колонны и погружного насоса.
Привод состоит из вращателя 3 с модульной
вставкой 2 и электродвигателя 1.
При работе установки пластовая
жидкость поступает в насос, а из него
подается в кольцевое пространство,
образованное НКТ и вращательной колонной.
В систему сбора скважинная жидкость
поступает через патрубок колонной головки
5.
Технические характеристики винтовой
насосной установки представлены в таблице
4.89.
Таблица 4.89
Подача насоса, м
3
/сут 10….30
Напор, м 200
Частота вращения,
мин
-1
60
Вязкость пластовой
жидкости, Па×с
Не более 10
Температура на приеме
насоса, ºС
60
Масса поверхностного
оборудования, кг
350
В зарубежной практике винтовые
насосы начали применять в 80-х годах в США
для добычи высоковязкой нефти.
Рисунок 4.68 –
Схема винтовой
насосной установки.
В конце 80-х годов во Франции были разработаны установки
«Родемип», в которых двигатель крепится на устье скважины и через
редуктор, коробку скоростей или вариатор вращает колонну штанг.
Максимальный напор этих установок составляет 2000м, при подаче
60м
3
/сут. Максимальная длина насоса составляет 6м, наружный диаметр –
79, 94 и 108мм, частота вращения винта 2 – 8с
-1
(120 – 480мин
-1
).
10
9
8
7
5
4
3
2
1
6
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
393
Основные параметры насосных установок «Родемип» представлены
в таблице 4.90.
Таблица 4.90
Типоразмер
насоса
Длина, м
Подача
при
n=8с
-1
м
3
/сут
Максимальный
напор, м
Число
витков
Мощность
привода,
кВт
20 ТР 1200 2,76 20 1200 28 7,5
100 ТР 600 2,79 100 600 12 12,0
100 ТР 1200 5,62 100 1200 24 25,0
240 ТР 500 5,62 240 500 12 25,0
Технические характеристики винтовых насосов фирмы «Griffin
Pumps» представлены в таблице 4.91
Таблица 4.91
Размер и масса
обоймы (статора)
Размер и масса
винта (ротора)
Типоразмер
насоса
Подача при
100об/мин,
м
3
/сут
Давление
нагнетания
МПа
D,
мм
L, м
m,
кг
D,
мм
L, м
m,
кг
20 - 063 10,0 6,1 89 2,44 35 48,5 1,9 20
40 – 063 10,0 12,2 89 3,57 65 48,5 3,7 36
60 – 063 10,0 18,3 89 5,21 100 48,5 5,6 56
20 – 095 15,1 6,1 89 2,44 45 48,5 2,3 22
40 – 095 15,1 12,2 89 4,57 85 48,5 4,6 42
60 – 095 15,1 18,3 89 6,71 130 48,5 6,9 64
30 – 195 31,0 9,1 114 5,27 166 57,0 4,9 56
40 - 195 31,0 12,2 114 6,72 249 57,0 6,5 76
4.8 Эксплуатация скважин диафрагменными насосами
Установки электродиафрагменных насосов относятся к классу
бесштанговых насосов, что определяет их эксплуатационные качества.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым
насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и
нагнетания перекачиваемой жидкости.
Погружные диафрагменные насосы различных типов
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
394
классифицируют по ряду признаков.
По способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное
движение с:
механическим приводом;
гидравлическим приводом.
По конструкции диафрагмы:
с плоской диафрагмой;
с цилиндрической диафрагмой;
с диафрагмой в виде сильфона.
По виду энергии, подводимой к насосу с поверхности:
с электроприводом;
с гидроприводом.
Технические характеристики установок электродиафрагменных
насосов (УЭДН) представлены в таблице 4.92.
Таблица 4.92
Показатели
Типоразмер
Подача,
м
3
/сут
Давление,
МПа
Мощность,
кВт
КПД,
%
УЭДН5 – 4 -1700 4,0 17 2,20 35
УЭДН5 - 4 - 2000 4,0 20 2,55 36
УЭДН5 – 6,3-1300 6,3 13 2,45 38
УЭДН5 –6,3- 1500 6,3 15 3,15 38
УЭДН5 – 8 - 1100 8,0 11 2,65 38
УЭДН5 – 8 - 1300 8,0 13 3,25 39
УЭДН5 – 10-1000 10,0 10 2,85 40
УЭДН5 – 10 -1200 10,0 12 3,35 40
УЭДН5 –12,5-800 12,5 8,0 2,85 40
УЭДН5– 16 - 650 16,0 6,5 2,85 40
УЭДН5 – 20 -600 20,0 6,0 3,50 40
Примечание. Диаметр и длина электронасоса для всех установок составляют
соответственно 117 и 2700мм, масса – 115кг.
Конструкция и принцип действия насоса
Принципиальная схема насоса представлена на рисунке 4.69. В
цилиндрическом корпусе расположены резиновый компенсатор 1,
электродвигатель 2, конический редуктор 3, плунжерный насос 5 с
эксцентриковым приводом 4 и пружинным возвратом плунжера 6,
резиновая диафрагма 7 и гидравлическая головка со всасывающим 8 и
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
395
нагнетательным 9 клапанами и токовводом 10 для соединения с муфтой
кабельной линии. Конструктивной особенностью эл.
насоса является то, что все его узлы
(за исключением клапанов), а также
электродвигатель работают в
изолированной от перекачиваемой
и заполненной маслом полости.
Изоляция полости обеспечивается
компенсатором 1 и диафрагмой 7.
Заполняющее полость масло
одновременно является рабочей
жидкостью, обеспечивающей под
действием плунжерного насоса 5
привод диафрагмы.
Работает электронасос
следующим образом. Под
действием возвратно-
поступательного движения
плунжера 5 создаются
гидравлические импульсы,
приводящие к возвратно–
поступательному движению
диафрагмы 7. В результате
окружающая электронасос
жидкость через всасывающий 8 и
нагнетательный 9 клапаны
порциями перекачивается из
скважины в нагнетательную линию,
т.е. данный электронасос, по
существу является поршневым
насосом простого действия.
Регулирование подачи такого
насоса возможно изменением
диаметра плунжера (ступенчатое
регулирование), а также длины и
частоты его хода. Изменение
частоты хода плунжера возможно
путем изменения частоты тока и
следовательно, частоты вращения
вала электродвигателя.
Рисунок 4.69 –
Принципиальная схема ЭДН5
При плавном изменении частоты тока, например с помощью,
тиристорного преобразователя, обеспечивается плавное регулирование
подачи насоса.
Для привода погружных диафрагменных электронасосов ЭДН5
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
396
всех типоразмеров служит погружной асинхронный четырехполостной
электродвигатель ПЭДД 2,5-117/4В5, выполняемый в виде
самостоятельного блока.
Установки УЭДН5 предназначены для добычи нефти из
малодебитных скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не
менее 121,7мм. Перекачиваемой средой является смесь нефти, воды и
газа. Содержание воды в перекачиваемой среде не ограничивается, а её
водородный показатель рН должен составлять 6,0 - 8,5. Максимальное
содержание твердых частиц 0,2%; максимальное объемное содержание
попутного газа на приеме насоса 10%; максимальная концентрация
сероводорода 0,001%; рабочий диапазон изменения температуры от 5 до
90ºС.
Конструктивные достоинства УЭДН, выгодно отличающие их от
применяемых повсеместно штанговых насосов:
отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного
оборудования;
небольшая установочная мощность электродвигателя;
простата монтажа и эксплуатации;
удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие
эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и свободный газ;
возможность применения в скважинах с низкими дебитами;
возможность эксплуатации месторождений с небольшими
устьевыми площадками (море, болота и др.).
Подбор УЭДН к скважине
Расчеты, проводимые при подборе УЭДН к скважинам, включают
определение следующих параметров.
Подача насоса по жидкости определяется по формуле:
214
)()1(1036,1 dupsfeQ
(4.90)
где
Q – подача, м
3
/сут;
- коэффициент подачи;
е
– эксцентриситет привода, мм;
f – частота тока, Гц;
s – коэффициент скольжения привода;
р
– число пар полюсов электродвигателя;
u
– передаточное число конической передачи;
d – диаметр плунжера, мм.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
397
При известных значениях некоторых параметров:
е
=8мм; u = 1,8;
р
= 2. Подача насоса может быть определена в виде:
24
)1(1002,3 dsfQ
(4.91)
Полезная мощность насоса определяется из соотношения:
QPN
(4.92)
где
N – мощность насоса, кВт;
P
– давление, Па;
Q – производительность, м
3
/с.
Мощность электродвигателя N
э
определяется из формулы
QP
N
э
(4.93)
где
- коэффициент полезного действия насоса.
Подбор УЭДН к скважинам производится по их условной
характеристике, определяющей зависимость между суточным дебитом и
давлением, расходуемым на подъем жидкости из скважины с
определенным противодавлением.
Выбор оптимального режима работы УЭДН и его согласование с
работой пласта производится исходя из условия равенства
производительности насоса и дебита скважины по жидкости.
Глубина подвески насоса
н
L определяется с учетом положения
динамического уровня (
Д
L ) при отборе заданного объема жидкости из
пласта и величины погружения
п
h , создающей необходимое давление на
приеме насоса, т.е.
rтр
у
пДн
Нh
g
P
hLL
(4.94)
где
у
Р
– устьевое давление, Па;
тр
h – потери на трение, м;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
398
r
Н – высота подъема жидкости за счет работы газа (газлифтный
эффект), м.
4.9 Эксплуатация скважин погружными насосно-эжекторными
системами. Технология «Тандем».
Эксплуатация скважин установками погружных центробежных
насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи
нефти.
Однако на многих месторождениях работа серийных установок
ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Вредное влияние свободного
газа, тяжелый вывод на режим после глушения при подземных ремонтах,
падение коэффициентов продуктивности скважин из-за глушения и
низких забойных давлений - вот далеко не полный перечень
осложняющих факторов при добыче нефти установками ЭЦН.
Значительное число скважин эксплуатируется периодически
вследствие срывов подачи ЭЦН. Многие скважины вообще находятся в
бездействии из-за невозможности освоить их серийным (даже
дорогостоящим импортным) насосным оборудованием.
Кроме того, режимы разработки нефтяных месторождений
практически никогда не бывают стационарными. С одной стороны, этому
способствуют отключения кустовых насосных станций (КНС) системы
поддержания пластового давления (ППД) из-за аварий и для производства
ремонтных работ. С другой стороны, нестационарное заводнение с
изменением направления фильтрационных потоков является
эффективным методом увеличения нефтеотдачи, и все шире сознательно
применяется на промыслах. В рамках этого метода часто проводят
плановые отключения системы заводнения на месторождении летом и
усиленную закачку воды зимой. Вследствие существенной
нестационарности процесса разработки месторождений добывные
возможности скважин значительно меняются в течение года, и подобрать
серийный ЭЦН так, чтобы он эффективно работал в скважине весь свой
период эксплуатации от запуска до отказа, становится практически
невозможно.
В связи с этим повышение эффективности добычи нефти
погружными центробежными насосами в осложненных условиях является
для нефтедобывающей промышленности особо актуальной задачей.
Одним из перспективных направлений ее решения является
применение погружных насосно-эжекторных систем, разработанных в
РГУ нефти и газа им И.М. Губкина под руководством профессора А.Н.
Дроздова. Эти установки содержат, помимо погружных центробежных
насосов, струйные аппараты (эжекторы), а также газосепараторы.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
399
Рисунок 4.70 – Погружная насосно-эжекторная система для
подъема газированной жидкости из скважины.
1-колонна НКТ; 2-электроцентробежный насос (ЭЦН); 3-нагнетательная
линия ЭЦН; 4-сопло; 5-приемная камера; 6-камера смешения; 7-диффузор
струйного аппарата; 8-газосепаратор; 9-приемная сетка; 10-отверстие для сброса
газа; 11-входная линия ЭЦН; 12-обратный клапан; 13-погружной
электродвигатель; 14-кабель; 15-эксплуатационная колонна; 16-протектор; 17-
компенсатор; 18-пласт.