Файл: Расчет и подбор оборудованияустановки электроприводного винтового насоса для добычи нефти.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 312
Скачиваний: 10
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
– пластовое давление, ;
– заданный дебит скважины, ;
– коэффициент продуктивности скважины, .
где – давление насыщения, МПа.
где – пластовая температура, ;
– температурный градиент, .
где – объемный коэффициент нефти при давление насыщения;
– объемная обводненность продукции;
– давление на входе в насос, ;
– давление насыщения, .
где – эффективная вязкость смеси;
– оптимальная подача насоса на нефти.
где – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
где – площадь сечения насоса,
где – диаметр насоса,
где – подача в оптимальном режиме по «нефтяной» характеристики насоса.
где
где – максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
где – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
где – площадь кольцевого сечения;
– внутренний диаметр обсадной колонны;
– внешний диаметр ПЭД.
4.2. Расчет фонтанной арматуры
Фонтанная арматура герметизирует устье скважины, служит для контроля и регулирования режима эксплуатации скважин.
Фонтанная арматура в собранном виде не рассчитывается, т. к. она представляет собой достаточно прочную уравновешенную и жесткую конструкцию.
Достаточная прочность и герметичность корпусных деталей арматуры и фланцевых соединений создают условия, обеспечивающие требуемую надежность фонтанной арматуры в сборе.
Фланцы элементов АФ соединяют шпильками и уплотняют металлическими кольцами овального или восьмиугольного сечения. Материал кольца более мягок, чем фланца.
Наиболее распространенным является расчет по допускаемым напряжениям. Расчет по допускаемым напряжениям включает:
– определение усилий, действующих во фланцевом соединении;
– прочностной расчет деталей: шпилек, фланцев, прокладок.
– заданный дебит скважины, ;
– коэффициент продуктивности скважины, .
-
Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
-
Определяем давление на приеме насоса, при котором доля свободного газа на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона ( ):
где – давление насыщения, МПа.
-
Определяем глубину подвески насоса:
-
Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:
где – пластовая температура, ;
– температурный градиент, .
-
Определяем объемный коэффициент нефтяной смеси при давлении на входе в насос:
где – объемный коэффициент нефти при давление насыщения;
– объемная обводненность продукции;
– давление на входе в насос, ;
– давление насыщения, .
-
Определяем рабочее давление насоса:
-
Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:
-
По величине подачи насоса на входе, напору насоса и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного винтового насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «0» (напор, мощность).
-
Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной характеристики:
где – эффективная вязкость смеси;
– оптимальная подача насоса на нефти.
-
Вычисляем коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
-
Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:
где – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
где – площадь сечения насоса,
где – диаметр насоса,
-
Определяем относительную подачу нефти на входе в насос:
где – подача в оптимальном режиме по «нефтяной» характеристики насоса.
-
Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке нефтяной характеристики насоса:
-
Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
-
Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
-
Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:
где
-
Определяем напор насоса на нефти при оптимальном режиме:
-
Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
где – максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
-
Определяем мощность насоса:
-
Определяем мощность погружного двигателя:
-
Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса:
где – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
-
Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевой сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
где – площадь кольцевого сечения;
– внутренний диаметр обсадной колонны;
– внешний диаметр ПЭД.
4.2. Расчет фонтанной арматуры
Фонтанная арматура герметизирует устье скважины, служит для контроля и регулирования режима эксплуатации скважин.
Фонтанная арматура в собранном виде не рассчитывается, т. к. она представляет собой достаточно прочную уравновешенную и жесткую конструкцию.
Достаточная прочность и герметичность корпусных деталей арматуры и фланцевых соединений создают условия, обеспечивающие требуемую надежность фонтанной арматуры в сборе.
Фланцы элементов АФ соединяют шпильками и уплотняют металлическими кольцами овального или восьмиугольного сечения. Материал кольца более мягок, чем фланца.
Наиболее распространенным является расчет по допускаемым напряжениям. Расчет по допускаемым напряжениям включает:
– определение усилий, действующих во фланцевом соединении;
– прочностной расчет деталей: шпилек, фланцев, прокладок.