Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 [ 57 ] 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

нении У (для умеренного климата). Для районов с холодныК! климатом установки комплектуются поверхностным электрооборудованием в исполнении ХЛ1. В качестве примера приведем шифры установок: УЗЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦНК 5-130-1200, где кроме УЭЦН приняты обозначения: 3 -модификация; 5 -группа насоса; 130 -подача, м/сут; 1200 - развиваемый напор, м водяного столба; И - износостойкое исполнение; К - коррозионно-стойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

Погружной агрегат (см. рис. 9.13) включает в себя центробежный электронасос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования , устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны /. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию уп равления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. ЭЦН - это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый электронасос. В корпусы секций вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 127-413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтр-сетку, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса находится ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель ПЭД. Обмотка статора соединяется с колодкой кабельного ввода, расположенного в головке.

Гидрозащита состоит из протектора 4, который устанавливается между ЭЦН и ПЭД, и компенсатора 2, присоединяемого к основанию ПЭД. Они обеспечивают смазку и защиту ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости.

С поверхности до погружного агрегата протягивают питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата - плоский (типа КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому сращивается горячим способом в пресс-формах. Строительная длина кабеля составляет 800-1800 м. Излишек кабеля после

СЦуска агрегата оставляется на кабельном барабане 12. Потери напряжения в кабеле составляют 25-125 В на 1000 м. Станция управления 13 обеспечивает включение и отключение установки при ручном и автоматическом управлении, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.). Трансформатор 14 повышает напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле.

Оборудование устья типа ОУЭ обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, отвод затрубного таза через обратный клапан 10 в линию нефтегазосбора и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для этих же целей используется также фонтанная арматура АФК1Э-65Х 140.

С целью увеличения дебита и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были разработаны беструбные конструкции с применением грузонесущего (100 кН) кабеля-каната, например УЭЦНБ 5А-250-1050, где Б обозначает беструбную установку. В скважине размещаются снизу вверх насос, гидрозащита и электродвигатель. Это позволило увеличить диаметр погружного агрегата и соответственно напор, развиваемый одной ступенью, почти в 2 раза. С помощью НКТ, штанг или троса в скважину спускается и закрепляется на внутренней стенке эксплуатационной колонны шлипсовый пакер. На кабеле-канате спускается погружной агрегат и сажается в седло пакера. На устье кабель-канат герметизируется в сальнике арматуры. Жидкость подается по обсадной колонне на поверхность. В данной конструкции сложной является борьба с песком, отложениями парафина.

Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ЭЦН

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса-зависимостями напора Я, потребляемой мощности N и коэффициента полезного действия т] от подачи Q насоса (рис. 9.14). Ее получают усреднением результатов испытаний нескольких насосов установочной партии на воде. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости.от вязкости воды и наличия в продукции сква-

Рис. д.14. Согласование напорйЫх характеристик скважины и ЭЦН изменением характеристик скражины {1) или насоса {2).

ffe(Q)- напорная характеристика

скважины; Н (Q) - напорная характеристика насоса; ti(Q) - коэффициент полезного действия насоса; N(Q)-потребляемая мощность

жины свободного газа. Влияние качества изготовления данного насоса на его характеристику целесообразнее установить испытаниями на воде при стандартных условиях. В литературе имеются эмпирические формулы оценки Ниц для ряда значений Q при неизменной мощности. Кривые, почти сохраняя форму, смещаются вниз.

Увеличение вязкости откачиваемой жидкости приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса. Они примерно сохраняют свою форму и смещаются вниз и влево по мере увеличения вязкости. Для пересчета рабочих характеристик на вязкие жидкости П. Д. Ляпков предложил графики и аппроксима-ционные формулы [8].

Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЭЦН, существенно ухудшает его рабочие характеристики. По длине насоса изменяются объемный расход, вязкость и плотность откачиваемой газожндкостной смеси. С увеличением расходного газосодержания Рпр на приеме насоса рабочие характеристики могут изменяться незначительно, примерно сохранять свою форму и смещаться вниз и влево, при этом вид кривых Н и г\ обусловлен изменением вязкости газожндкостной смеси, а кривой N - вязкости и плотности потока. Когда Рпр>Р*пр, характеристика насоса меняется существенно. Правые части кривых становятся более крутыми и располагаются значительно ниже кривых при Рпр=0. П. Д. Ляпков показал, что в межлопаточных каналах дервых рабочих «олес образуются газовые каверны, которы не -участвуют в движении иснижают рабочие харшстеристнки (наподобие паровой или парогазовой кавитации). Экспериментами А. Н. Дроздов и П. Д. Ляпков установили, что Рпр = Cj Ц-Оа Ig Рпр, где для смеси газ в воде и нефть-Ь газ в воде ai = 0,01, С2=0,076, а для смеси газ в нефтн и вода + газ в нефти эти коэффициенты в 2 раза больше; рпр - относительное давление на приеме ЭЦН (по отношению к атмосферному давлению ро)-

Вдоль насоса давление и температура увеличиваются, что сопровождается изменением объемного расхода Q газожидкост-

ной смеси. А. Н. Кезь и А. А. Брискман ввели понятие среднего интегрального расхода Qcp проходящей через насос смеси:

Qcp =

Рвах - Рпр

Рн Рвых

J Qdp+ ] Qdp

(9.91)

где Рвых - давление на выходе из насоса; рн - давление насыщения.

Напор, развиваемый насосом.

Я = (рвых-Pnp)/(pcpg),

(9.92)

где pcp=M/Qcp - средняя интегральная плотность проходящей через насос продукции; М - массовый расход продукции через насос.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием газа на работу ЭЦН.

1. Увеличение погружения насоса под динамический уровень, в результате этого уменьшение содержания свободного газа на приеме (см. § 9.5).

2. Использование рабочих ступеней от насоса тех же габаритов, но с большей подачей в качестве первых 10-15 рабочих ступеней. Это обусловлено тем, что расход смеси вдоль насоса уменьшается.

3. Сепарация газа на приеме насоса (см. § 9.5) с отводом газа через затрубное пространство. Коэффициент сепарации газа у приема ЭЦН можно определить по формуле И. Т. Мищенко:

Ос =--. (9.93)

1-Ь0.75<гж/(ОархРз)

где Q)k -объемный расход жидкости у приема насоса, мс; Рз - площадь сечения затрубного пространства между обсадной колонной и погружным насосом, м; «арх - относительная скорость газовых пузырьков, определяемая в зависимости от доли воды в продукции п, и угла наклона скважины на участке приема погружного агрегата Оз (в градусах):

fapx = 0,02 + 0,000105aF при Пв < 0,5; (9.94)

иарх = 0,17+0,000105а* при Пв>0,5. (9.95)

По предложению П. Д. Ляпкова на валу насоса перед первой его ступенью можно установить газовый центробежный сепаратор, коэффициент сепарации которого (Тгс0,6-0,8. Тогда общий коэффициент сепарации

(9.96) 347

ffoew= 1 -(1-0Гс)(1 -Ore).

Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик

Задача сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального режима (максимального значения т]) и обеспечит откачку заданного дебита скважины с данной глубины. Глубина L подвески ЭЦН, аналогично как и СШН, определяется по формуле (9.74) или (9.76). Погружение h насоса под динамический уровень принимается таким, чтобы на приеме насоса обеспечить давление, при котором расходное газосодержание рпр<0,15-0,25. В большинстве это соответствует /г= 150-300 м. Применительно к условиям Туйма-зинского месторождения И. Т. Мищенко предложил расчетные формулы для определения рационального давления на приеме ЭЦН.

Условная напорная характеристика скважины, представляет собой зависимость между дебитом Q и напором Яс, необходимым для подъема жидкости на поверхность:

Нс = К„

-hrp-hr,

(9.97)

где /г д -расстояние от устья до динамического уровня; hrp - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; /ir - высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа. Величину hrp вычисляют по формуле Дарси -Вейсбаха, при этом, диаметром d НКТ можно задаться:

Q, м/сут . . . d, мм (условный)

<150 150-300 >300 60 73 89

Обычно /гтр = 20-40 м. Приняв /ir=D, повышаем расчетный запас. Тогда, задаваясь рядом значений Q, строим напорную характеристику скважины Яс(Р).

Затем на H(Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значения т) подачу, равную заданному дебиту, и Я>Яс (см. рис. 9.14). Точка А характеризует совместную согласованную работу насоса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. В области. оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точка В), либо насоса (точка В"), т. е. изменить напор на АН. В первом случае требуется увеличить устьевое давление рг на величину Ap = AHpg за счет использования местного сопротивления (устьевой штуцер), что, однако, приводит к увелцнению нагрузки на подшипники насоса, ухудшению использования пластовой энергии, росту энергетических затрат и необходимости применения 348

устьевой арматуры, рассчитанной на повышенное давление. Поэтому обычно уменьшают напор насоса (точка В") снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкладышами. При числе рабочих ступеней z насос развивает напор Я, а для создания напора Яс требуется ступеней z. Составляя пропорцию, находим Zc = zHclH и число ступеней, которые требуется снять: Az = z-Zc = z (1-Яс/Я) =2АЯ/Я. Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен соответствовать габаритам скважины.

Пример. Подобрать ЭЦН к скважине с помощью напорных характеристик. Исходные данные; Q=160 м/сут; Рпл = 15 МПа; /Со=8-10-5 м/(ПаХ Хсут); р2=0,7 МПа; р=900 кг/м; Я=2300 м; ц=--2 мПа-с.

15-10»- 160/(8-10

Решение. Вычисляем / - 2300

- = 828 м; при-

д 900-9,81

hhirfaem погружение насоса под динамический уровень ft = 50 м; задаемся d= = 59 мм (условный 73 мм); вычисляем скорость (160 • 4)/(86 400 • 3,14Х Х0,0592) =0,678 м/с; критерий Рейнольдса Re= (0,678 - 0,059 • 900)/(2 • Ю-) = = 17 993; из графика [6] находим коэффициент гидравлического сопротивления Х=0,03 при относительной шероховатости труб. Равной 10"; вычисляем

по формуле Дарси - Вейсбаха /гт.р=0,03----- = 10,5 м;

= 828 +

0,7-10"

10,5

0,059 2-9,81 917,8 м (величиной Iw пренебрегаем).

900-9,81

Заданную подачу обеспечивает насос 1ЭЦН5А-160-1100, который развивает напор 1225-710 м в области максимального значения ц. Для уточнения числа ступеней воспользуемся рабочей характеристикой. При Q - = 160 м/сут насос развивает напор 1100 м, тогда требуется снять рабочих ступеней Аг=224 (1-917,8/1100)=37.

Выбор насоса и определение глубины его подвески с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть наличие газа в продукции. Расчет выполняется в такой последовательности.

1, Строятся (рис. 9.15) кривые распределения давления в обсадной колонне p(z) по принципу «снизу вверх» от забойного давления рз (линия /) и расходного газосодержания pfz) от уровня р„ (линия 2).

2. При отводе свободного газа из затрубного пространства рассчитывается сепарация газа у приема насоса (аналогично ШСН).

. 3; Строится кривая pCz) в НКТ по принципу «сверху вниз» от устьевого давления рг (линия <?). Диаметром d НКТ задаемся.

4. Проводим горизонталь минимальной глубины спуска насоса Lmin, что соответствует такому (z), при котором наступает срыв подачи насоса из-за влияния газа, т. е. р„р = 0,15-0,25. Поле между кривыми У и 5 ниже Lmin определяет область возможных условий работы ЭЦН и глубины его подвески L.