Файл: Курсовая работа по дисциплине Техника и технологии нефтяных скважин.docx

Рисунок 5 – Варианты компоновки погружного оборудования центробежно-вихревого насоса

Линейка устройств для работы в условиях высокого газового фактора (Гф) АО «Новомет-Пермь» представлена газостабилизаторами, мультифазными насосами и газосепараторами (рис. 5).

В условиях высокого газосодержания происходит деградация напорно-расходной характеристики. При малых подачах во время прохождения ГЖС через рабочее колесо (РК) отмечается высокая центробежная сила, что вызывает сепарацию газа, который скапливается у центра рабочего колеса и со временем приводит к закупориванию его проходного сечения, что, в свою очередь, становится причиной срыва подачи. По мере увеличения подачи по смеси расход жидкости падает. Это связано с тем, что из-за разной плотности скорость прохождения газа через рабочие органы насоса примерно в 1000 раз меньше, чем скорость жидкости.

Эксперименты, проведенные в ИТЦ АО «НовометПермь», показали, что при работе на ГЖС первые ступени не создают напора, а лишь подготавливают смесь – диспергируют ее, уменьшая размер газовых пузырьков. Последующие же ступени, начиная с 80-й, создают напор подобно тому, как это происходит при работе на однофазной смеси. Этот принцип был взят за основу при проектировании таких устройств, как газостабилизатор и диспергатор

Газостабилизатор (ГСН) гомогенизирует и прокачивает ГЖС, препятствуя образованию неподвижных газовых пробок. Газостабилизатор предназначен для работы в условиях содержания свободного газа на приеме насоса до 50%, обеспечивает устойчивую работу на малых подачах и отличается абразивостойкостью. ГСН состоит из двух видов ступеней: осевых, или напорно-диспергирующих, и лабиринтных, или диспергирующих. В модернизированном варианте газостабилизатора на лопатках рабочего колеса предусмотрены отверстия, которые дополнительно увеличивают диспергацию ГЖС, а лабиринтная ступень расположена после осевой ступени.

Мультифазный осевой насос (МФОН) гомогенизирует, сжимает ГЖС и прокачивает ее через основной насос, не допуская при этом разрыва сплошности потока и предотвращая образование неподвижных газовых пробок. Благодаря увеличенной ширине каналов РК и направляющего аппарата осевой ступени устройство может работать при содержании свободного газа до 75%, любой обводненности и больших подачах газа.

---

Рисунок 6 – Мультифазный осевой насос

Газосепаратор (ГН) с геликоидальным шнеком второго поколения снижает содержание нерастворенного газа в перекачиваемой ГЖС, обладает высокой стойкостью к абразивному износу и может работать при содержании свободного газа до 90%. Геликоидальный шнек переменного шага представляет собой совмещенный напорный и сепарационный узел и отличается от обычных шнеков загибом лопасти от входа к выходу с 90 до 30° относительно оси. Механические примеси при работе устройства попадают на лопасти шнека, которые защищают гильзу от абразива, и таким образом, обеспечивается рост наработки газосепаратора на отказ.

1.2 Сравнение характеристик установок центробежно-вихревого и центробежного насоса

Особенностью конструкции является сочетание элементов центробежной и вихревой ступени в одном изделии. Импеллер получен добавлением вихревого венца к центробежной конструкции. Вихревой венец располагается на ведущем диске (рис. 7). Направляющий аппарат имеет конструкцию близкую к центробежной. Геометрические размеры проточных частей ступени оптимизированы с учетом влияния вихревого венца на течение жидкости.



Рисунок 7 – Импеллеры нефтяных ступеней а) центробежно-вихревой, б) центробежный

Вихревой венец создает дополнительный поток жидкости, который попадает на лопатки направляющего аппарата. Кинетическая энергия этого потока преобразуется в напор, который складывается с давлением, создаваемым центробежной частью рабочего колеса. Это позволило увеличить напор ступеней на 15−25% (см. рис. 8). Кроме того, вихревые лопатки уменьшают осевую силу, действующую на импеллер, а значит, снижают трение и износ в осевом подшипнике.



Рисунок 8 – Сопоставление рабочих характеритсик центробежно-вихревых ступеней (сплошные линии) и центробежных (пунктирные) на частоте 50 Гц: а) -ВНН5-79 и ступень насоса 362 серии б) ВНН5А-124 и ступени насосов 400 серии

Наиболее ярко преимущества центробежно-вихревых насосов проявляются при работе в скважинах с высоким газовым фактором. Пузырьки газа, попадая в область вихревого венца, интенсивно диспергируются, что повышает устойчивость работы насоса при перекачке нефтеводогазовых смесей. Так согласно результатам стендовых испытаний, на смеси воздух-вода, предельная объемная концентрация свободного газа на входе в центробежно-вихревой насос может быть в 1.5-2 раза больше, чем у центробежных насосов (см. рис. 9).

---

Рисунок 9 - Зависимость критической обьёмной концентрации газа от начальной подачи ВНН-79 на частоте 50Гц; сплошная линия- ступень с вихревым венцом, пунктирная – без вихревого венца

На рис. 8 показана зависимость относительного напора от расхода на смеси вода-ПАВ-воздух. Данная рабочая среда более близка по характеристикам к нефтеводогазовым смесям и потому лучше имитирует процессы слияния и диспергирования пузырьков. Относительный напор определялся в долях от напора при нулевом содержании газа. Из рис.8 и рис. 9 видно, что преимущество центробежно-вихревых ступеней тем больше, чем выше содержание газа.



Рисунок 10 – Зависимость относительного напора ступеней ВНН5А-124 от содержания нерастворенного газа на входе при частоте 50 Гц; сплошная линия – ступень с вихревым венцом, пунктирная – без вихревого венца

Таким образом, была разработана и серийно выпускается новая высокоэффективная нефтяная ступень, в которой гидродинамические процессы протекают иначе, чем в центробежных ступенях, спроектированных Арутюновым почти 70 лет назад.

2 Подбор оборудования и установление режима работы скважины

2.1 Подбор оборудования центробежно-вихревого насоса

Итак, необходимо подобрать, пользуясь расчётным методом, оборудование для эксплутации скважины центробежно-вихревым погружным электронасосом.

Исходные данные: диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; глубина скважины H=1210 м; потребный дебит Q=125 м³/сут жидкости с обводнением до 80%; коэффициент продуктивности скважины К=10 м³/сутки*ат; доля газа на приеме насоса=0,49; статический уровень h_ст=675 м; относительный удельный вес жидкости y=0,98; кинематиечкая вязкость жидкости v=0,01 cм²/сек

1. Выбор диаметра насосных труб. Для сильно обводненной нефти вязкостью v=0,01 cм²/сек можно пользоваться имеющимся графиком потерь напора на длине 100 м (рис. 11). Из этого графика видно, что при к.п.д. труб n_тр=0,94 (пунктирная линия) пропускная способность 48 мм труб составляет около 150 м³/сутки, а труб диаметром 42 мм – около 100м³/сутки. Следовательно, для заданного дебита Q=125 м

---

³/сутки надо принять насосные трубы d=48 мм.

2. Определение необходимого напора для работы погружного насоса. Необходимый напор вычисляется по уравнению условно характеристики скважины:



где м – статический уровень;

Депрессия:





Высота подъёма жидкости:



;

Напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до трапа:



где L- глубина спуска насоса в м, d- диаметр насосных труб в мм;

Коэффициент гидравлического сопротивления при движении в трубах однофазной жидксоти определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительной гладкости труб .

Число Рейнольдса:

,

Где Q=125 м³/сут- дебит скважины; d= 0,04 м – внутренний диаметр 48 -мм труб; v=0,01 cм²/сек-вязкость жидкости;



Относительная гладкость труб:



где d– внутренний диаметр в мм (для труб не заагрязненных солями и паарфином, можно принять равной 0,1

По найденным значениям находим из графика (рис.3) коэффициент гидравлического сопротивления

Для определения необходимо найти общую глубину спуска насоса:



Где h=50 м- глубина погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от величины газового фактора и определяется приближенным расчетом.

Потери напора на трение и местные сопротивления:

---

Для сравнения определим потери напора в трубах графическим способом. Из рис.11 для дебита 125 м³/сутки и диаметра труб d=48 мм находим потери напора в трубах длинной 100 м, которые составляют 4,5 м. Потери напора на длине L+l=850+20=870 м будут составлять:



Графический способ дает лишь приближенные результаты.



Рисунок 11 – Кривые потерь напора в насосных трубах на длине 100 м

Общий потребный напор насоса H_н должен быть равен напору, необходимому для работы скважины на заданном дебите H_c:


3. Выбор насоса. Насос для скважины подбираем на основании характеристики погружных центробежно-вихревых насосов, приведенной в каталоге насосов, выпускаемых фирмой «Новомет» (рис.12).



Рисунок 12 – Каталог центробежно-вихревых насосов
Из всех насосов для получения дебита Q=125 м³/сутки и напора м. ст. жидк. Наиболее подходит центробежно-вихревой насос ВНН5-125-850 с числом ступеней z=148.



Рисунок 13 -Рабочие характеристики насоса ВНН5-125-850

Согласно кривым рабочей характеристики этот насос при к.п.д. n_н=0,55 в пределах устойчивой зоны его работы. При получении заданного дебита Q=125 м³/сутки насос будет создавать напор

Для приближения характеристики насоса к условной характеристике скважины уменьшим число ступеней насоса.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора будет следущим:



Следовательно, данный наосос является оптимальным для необходимого напора и дебита и снятие ступеней не требуется.

4. Выбор кабеля. Из рисунка 14 выбираем трехжильный круглый кабель КРБК 3Х25 сечением 25 мм² и диаметром 32,1 мм. На длине насоса и протектора для уменьшения габаритного диаметра агрегата берем трехжильный плоский кабель КРБПЗХ16 на один размер меньше круглого, т. e. сечением 16 мм² и толщиной 13,1 мм.

---