К погружному электродвигателю от трансформатора по кабельной линии подводится электроэнергия. Кабельная линия состоит из основного кабеля круглого сечения и срощенного с ним плоского кабеля с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметичное соединение кабельной линии с электродвигателем. В качестве основного кабеля могут использоваться круглые кабели КРБК, КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭП, КФСБ. В качестве удлинителя - плоские кабели КПБП или КФСБ. Кабель марки КРБК состоит из трех жил, каждая из которых скручена из медных проволок и обжата диэлектрической резиной. Три изолированные жилы заключены в общий найритовый нефтестойкий шланг. На шланг накладываются маслостойкая ткань и оплетка из хлопчатобумажной пряжи или лавсана. На оплетку наложена стальная оцинкованная ленточная броня. Допустимая температура окружающей среды + 90°С и давление пластовой жидкости до 10 МПа. Кабели КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией высокого давления предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды до +90°С и давлении до 25 МПа. Их преимуществом по сравнению с резиновыми является отсутствие насыщения изоляции кабеля попутным нефтяным газом. Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110°С и давлении пластовой жидкости 35 МПа. Кабели КФСБК и КФСБ с фторпластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160°С и давлении пластовой жидкости до 35 МПа. В промежутках между основными изолированными жилами круглых и плоских кабелей могут располагаться изолированные жилы меньшего сечения. Плоский кабель КФСБ состоит из медных, изолированных полиамиднофторопластовой пленкой жил в изоляции из фторопласта и оболочки из свинца, а также подушки и брони. В качестве брони плоских кабелей используется холоднокатаная отожженная медная лента. В связи с более низкой механической прочностью медной ленты по сравнению со стальной использование плоских кабелей в качестве основных оправдано только в исключительных случаях (малый зазор и др.). Допустимая плотность тока, определяющая применяемость кабеля, составляет:

- для кабелей с резиновой изоляцией i = 2,5 ÷ 2,7 А/мм²;

- для кабелей с полиэтиленовой и термоэластопластовой изоляцией i = 5 А/мм

---

²;

- для кабелей с фторопластовой изоляцией i = 7 А/мм².

Основные характеристики кабелей приведены в табл. 19.3.

Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах Vср = 1,2 ÷ 1,6 м/с, причем меньшее значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь внутреннего канала НКТ, м²,

F_вн = ,

и внутренний диаметр, см,

,

где Q – дебит скважины, м³/сут; V_ср – выбранная величина средней скорости.

Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный диаметр НКТ. Если разница получается существенной, то корректируется V_ср.

V =

где F_вн - площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины:

H_с  h_ст  h  h_тр  h_г  h_с ,

где h_ст - статический уровень жидкости в скважине, м;

Δh - депрессия, м;

h_тр - потери напора на трение в трубах;

h_г - разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины;

h_c - потери напора в сепараторе.

Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока, равном единице:

Δh = ,

где К - коэффициент продуктивности скважины, м³/сут·МПа;

ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g = 9,81 м/с².

Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле

h_тр = λ ,

где L глубина спуска насоса, м,

L  h_ст  h  h;

h - глубина погружения насоса под динамический уровень;

l - расстояние от скважины до сепаратора, м;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления,

Коэффициент λ определяют в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб K_s:

Re = ,

где ν - кинематическая вязкость жидкости, м

---

²/с;

К_s = ,

где Δ - шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязненных отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм. По графику находят значение λ.

Другим способом определения λ является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:

 64/Re, если Re < 2300

 0,3164/Re^0,25, если Re > 2300

Потери напора на преодоление давления в сепараторе

h = ,

где P_c - избыточное давление в сепараторе. Подставляя вычисленные значения Δh, h_тр и h_c и наперед заданные h_ст и h_г, найдем величину необходимого напора для данной скважины. Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора и диаметра эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам погружных центробежных насосов. При этом необходимо иметь в виду, что в соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженный максимум. Поскольку характеристики на конкретные типоразмеры ЭЦН часто отсутствуют, то целесообразно по заданным трем точкам рабочей области построить участок характеристики для точного определения напора ЭЦН. Учитывая, что табличные характеристики построены для воды, следует изменить табличные значения напора в соответствии с плотностью реальной жидкости по соотношению

H_ж = H_в ,

где Н_в - табличное значение напора ЭЦН;

ρ_в - плотность пресной воды;

ρ_ж - плотность реальной жидкости. Для учета вязкости реальной жидкости (более 0,03-0,04 см²/с) и пересчета характеристики ЭЦН следует воспользоваться известными методиками пересчета. Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два способа.

1. 
   На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный напор насоса
   

ΔH = H - Н_c.

Однако, этот способ прост, но не экономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.

2. Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних ступеней. Этот способ трудоемкий, но наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется. Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения необходимого напора, равно

---

Δz = (1-  z,

где Н - напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту скважины;

Н_с - необходимый напор скважины;

z - число ступеней насоса.

Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по формуле



где η_н - КПД насоса по его рабочей характеристике,

ρ_ж - наибольшая плотность откачиваемой жидкости.

Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор) составляет 0,92 ÷ 0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую мощность двигателя:

N_дв = N_п/0,92

Ближайший больший по мощности типоразмер электродвигателя выбираем по таблицам с учетом диаметра эксплуатационной колонны. Запас мощности необходим для преодоления высоких пусковых моментов УЭЦН.

Таблица 19.1

Характеристики погружных центробежных насосов



Тa6лица 19.2

Параметры ЭЦН в модульном исполнении









Таблица 19.3

Основные характеристики кабелей







Таблица 19.4

Характеристики погружных электродвигателей





Список используемой литературы

1. 
   Агеев Ш. Р., Григорян Г. П. и др. Энциклопедический справочник лопастных насосов для добычи нефти и их применение. – Пермь, 2007.
   
2. 
   Андреев В. В., Уразаков К. Р., Далимов В. У. и др.; Под ред. Уразакова К.Р. Справочник по добыче нефти. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. -374 с.
   
3. 
   Двинин А.А., Безус А.А. Типовые центробежные насосы в нефтяной промышленности: учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 232 с.
   
4. 
   Захаров Н.С., Яговкин А.И., Асеев С.А. Под редакцией Н.С. Захарова. Сервис транспортных, технологических машин и оборудования в нефтегазодобыче: учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 508 с.
   
5. 
   Земенкова М.Ю., Венгеров А.А., Тырылгин И.В., Воронин К.С. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. Основы эксплуатации гидравлических систем нефтегазовой отрасли - ТюмГНГУ, 2012. – 400 с.
   
6. 
   Истомин А.З., Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М., Недра, 2009
   
7. 
   Музипов Х. Н. Антикоррозионная защита нефтяного оборудования. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. – 92 с.
   
8. 
   Никишенко С. Л. Нефтегазопромысловое оборудование. – Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. – 416 с.
   
9. 
   Чичеров Л.Г., Молчанов Г. В. и др. Расчёт и конструирование нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1987. – 422 с.
   
10. 
    Нефтепромысловое оборудование. Под редакцией Бухаленко Е. И. Справочник. – М.: Недра, 1990
    
11. 
    ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия.
    
12. 
    Привод цепной скважинного штангового насоса ЦП 60-18-3-0,5/2,5. Инструкция по монтажу ПЦ 00.000.ИМ - ОАО «ТАТНЕФТЬ», ТатНИПИнефть, 2001 г.
    

---

Интернет-ресурсы:

Портал научно-технической информации по нефти и газу http://nglib.ru/

Книги по нефти, газу и геологии, http://www.boox.ru/geo.htm

Литература по нефти и газу, http://www.no-fire.ru/oil.htm

Национальный институт нефти газа, http://www.ning.ru/

Учебно-методический кабинет ИНИГ, http://inig.ru

Электронная библиотека Нефть-газ, http://www.oglib.ru/

---

Смотрите также файлы

• Задание и исходные данные.docx

• Средств, психотропных веществ и их прекурсоров.pdf

• Целевая аудитория.docx

• сибирский федеральный университет институт нефти и газа.doc

• Сценарий воспитательного дела для студентов тема сплочение Кит М. Ю., студент 1200 гр. Уваровская О. В. Сыктывкар, 2016 Тема.docx