Расчетная часть-Расчет электроцентробежного насоса УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет электроцентробежного насоса УЭЦН:Расчет необходимого напора ЭЦН, выбор
насоса и электродвигателя, Определение глубины погружения ЭЦН под динамический уровень, Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров ЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

4.1. Расчет необходимого напора ЭЦН, выбор
насоса и электродвигателя
Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dк = 146 мм;
Дебит жидкости Q = 140 м3/сут;
Статический уровень hст = 990 м;
Коэффициент продуктивности скважины К=70 м3/сут
МПа;
Глубина погружения под динамический уровень hq = 40м;
Кинематическая вязкость жидкости V= 2∙106 м2/с;
Превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем hr = 15м;
Избыточное давление в сепараторе Pc = 0,15 МПа;
Расстояние от устья до сепаратора l = 50 м;
Плотность добываемой жидкости Pж = 870 кг/м3
Определяем площадь внутреннего канала HKT






при Vcp = 1,3 м/с _140 ∙ ¬¬¬¬106
Fвн = 86400 ∙ 130 = 12,46 см2


Внутренний диаметр найдем по формуле:


Fвн· 104 12,46
dвн=√ 0,785 = √ 0,785 = 3,98 см


Ближайший больший dвн имеют HKT диаметром 48 мм (dвн = 40 мм).
Скорректируем выбранное значение Vcp = 130 см/с:




__140 ∙ ¬¬¬¬106
Vcp = 86400 ∙ 0,785 ∙42 = 129,0 см/с
Депрессия будет равна
Q∙106
Δh= k∙Pж∙q , (4.2)
где к - коэффициент продуктивности, м3/сут ∙ МПа;
Рж- плотность жидкости, кг/м3
q = 9,81 м/с2


∆h = _140 ∙ ¬¬¬¬106
70 ∙ 870 ∙9,81 = 234м
Потери напора на трение в трубах, м:
(L+l) ∙VCP2
hтр= λ∙ dBH∙2q (4.3) где λ - коэффициент гидравлического сопротивления;
L - глубина спуска насоса;
l - расстояние от скважины до сепаратора.
L=hст + ∆h + h, (4.4)
где h - глубина погружения под динамический уровень
L = 990 + 234 + 40 = 1264 м
Число Рейнольдса по формуле
Vcp ∙ dвн
Re = V , (4.5)
где V - кинематическая вязкость
1,29∙ 0,04
Re = 2 ∙ 10-6 =25800

0,3164 0,3164
при Re >2300 λ = 0,25 = 0,25 =0,025 (4.6)

Re 25800




(1264+50) ∙ 1,292
hтр = 0,025∙ 0,04∙ 2∙ 9,81 = 69,66 м
Потери напора на преодоление трения в сепараторе:
Pc 0,15 ∙ 106
he = Pж∙ q = 870 ∙ 9,81 = 17,6 м (4.7)
Величина необходимого напора по формуле:
Hc = hст + ∆h + hтр + hr + hс, (4.8)
Где hст - статический уровень;
∆h - депрессия;
hтр - потери на трение в трубах;
hr - повышение уровня жидкости в сепараторе над устьем;
hс - потери напора в сепараторе.
Hc = 990+ 234+ 69,66+ 15 + 17,6= 1325,7 м
Для получения дебита Q = 140 м3/сут и напора Hc = 1326м выбираем ЭЦН 5 - 130 - 1400 с числом ступней 348, учитывая, что эксплуатационная колонна 146 мм [4, табл.3.1] [2, табл.3.7]

Построим участок рабочей области характеристики Q-H (рис. 1)








Рис. 1 Рабочая область характеристики ЭЦН



Из полученной рабочей характеристики найдем, что при дебите 140
м3/сут напор ЭЦН составит 1326 м.
Для совмещения характеристик насоса и скважины определим число
ступней, которые нужно снять с насоса:
Hc
ΔZ = [ 1- H ] ∙ Z, (4.9)
где H - напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту
скважины;
Hc - необходимый напор скважины;
Z - число ступней насоса
1326
ΔZ = [ 1-1326] = 0

Следовательно, насос должен иметь 329 ступни, вместо снятых
установим проставки. Напор одной ступени 4,02 м.
Полезная мощность электродвигателя:
Q ∙ Pж ∙ q ∙Hc = Q ∙ Jж ∙ q ∙Hc
Nn = 86400∙ 1000 ∙ ηn 86400∙ 102∙ ηn  (4.10)
где, ηn - КПД насоса по его рабочей характеристике;
Pж - плотность откачиваемой жидкости.
140• 870 • 1442
Nn = 86400 • 102 • 0,585 = 34,07 кВт
Необходимая мощность двигателя:
Nn____ _34,07_
NH = 0,92 ÷0,95 = 0,94 = 36,6 кВт (4.11)
где 0,92÷0,95 - КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор).
Выбираем ближайший больший типоразмер погружного
электродвигателя для ЭЦН [4, табл 3.3]
ПЭД 45- 117 JIB 5
Напряжение 1400 В;
Сила тока 27,3 А;



Cos α = 0,84;
Температура окружающей среды до 50°С;
КПД = 81%;
Скорость охлаждения жидкости 0,27
Длина 5,60 м
Масса 382 кг
Ему соответствует гидрозащита Г51. [5]
4.2 Определение глубины погружения ЭЦН под
динамический уровень.
Наружный диаметр эксплуатационной колонны DK = 146 мм;
Динамический уровень  hg = 1224 м;
Дебит жидкости  Q = 140 м3/сут;
Тип насоса  ЭЦН 5 - 130 - 1400
Необходимый напор насоса  Hc = 1325 м;
Газовый фактор  Г = 120 м3 /м3;
Давление в затрубном пространстве  P3 = 0,6 МПа;
Обводненность нефти n = 0,40;
Плотность газа  Pr= 1,10 кг/м3;
Плотность нефти  PH = 870 кг/м3;
Температура жидкости на приеме  t = 50°С
(Г - Vр.r) (1 - τ) Po∙Z ∙ T (1 - n) (1 – β)
Pnp = β ∙То ∙ [ 1 + (BH - 1) (1 - n) ] , (4.12)
Г - газовый фактор;
Vp.r - объем растворенного газа;
Vp.r = Г (l- τ)(l- β),
где β – газосодержание


τ - коэффициент сепарации
β = 0,08 ; β с = 0,5 - с сепаратором
т = 0,15 ; т с = 0,15.
Vp.r = 120 (1-0,15) (1-0,08) = 93,84 м3 /м3
То ,T - температура на устье и на приеме насоса в
скважине
Z - коэффициент сжимаемости газа;
BH - объемный коэффициент нефти.
Для получения Z по графику Брауна найдем приведенное давление и
приведенную температуру. Псевдокритические давление и давление по
относительной плотности газа:
20 _Pr_ 1,10
Pr = Рвоз = 1,22 =0,9
По графику зависимости псевдокритического давления и температуры
от удельного веса газа:
Рп.к = 46,1 кгс/см2
Тп.к = 250°К
Приняв давление на приеме насоса 5 МПа, найдем приведенное
давление и температуру:
5  323
Pп = (46,1 / 9,81) = 1,07 Tп = 250 = 1,29
По графику Брауна Z = 0,82 [6, рис 13]
BH = 1 + λ H ∙ Г + αн (tпл - 20) - βн • Рпл, (4.13)
-4
где βн = 6,5 • 10 1/МПа - коэффициент сжимаемости нефти;
αн - температурный коэффициент
-з
при 0,86 ≤Pн <0,96 αн = 10 (2,513 - 1,975)
λ H - безразмерный параметр, равный отношению удельного
приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию.



20  -3 -3  20 -3
λ н = [ 4,3 + 0,858 Pr + 5,2∙10 (1 - 1,5 10 Г) ∙Г - 3,54 ∙Рн ] ∙10

-3 -3  -3
λ н = [ 4,3 + 0,858 ∙ 0,9 + 5,2∙10 (1- 1,5∙10∙120) ∙120-3,54∙0,87]∙10
-з
= 2,504 • 10
-3  -3  -4
BH= 1 +2,5041∙10∙ 120+2,513∙ 10(50-20)-6,5 ∙10 ∙ 5 = 1,3726
(120-93,84) (1-0,15) ∙ 0,1033∙0,82 ∙ 323 (1-0,4) (1-0,08)
Pnp = 0,08 ∙288 ∙ [1 + (1,3726-1) (1-0,4)]  = 11,91 МПа
Учитывая найденное давление на приеме насоса, вновь найдем
приведенное давление:
11,91
Pп= 4,7 =2,53 Tп =1,29 Z = 0,63
Пересчитаем BH, Рпр:
-3  -3  -4
BH = 1 +2,504∙10∙120 + 2,513∙ 10(50-20)-6,5 ∙10∙11,91 = 1,3681
(120-93,84) (1-0,15) ∙ 0,1033 ∙ 0,63 ∙323 (1-0,4) (1-0,08)
Pпр = 0,08 ∙ 288 ∙ [1 + (1,3681-1) (1-0,4)]  = 9,17 МПа
Вновь определим:
9,17
Pп= 4,7 =1,95 Tп =1,29 Z = 0,69
Определим плотность газоводонефтяной смеси Pсм:
Pсм = [Рн (1-n) +Pв ∙ n] (1- β) +Pr ∙ β (4.14)
где Рн , Pв ,Pr - плотность нефти, воды, газа;
n - обводненность;
β - газосодержание на приеме
Pсм = [870(1-0,4)+ 1000∙ 0,4] (1-0,08)+ 1,10∙ 0,08 = 848,3 кг/м3 Найдем глубину погружения насоса под динамический уровень:






(Рпр-Рз)106
h = Pсм ∙ q , (4.14)
где Pnp - давление на приеме насоса, МПа;
Рз - давление в затрубном пространстве, МПа;
q - ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
PCM - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м3
6
(9,17-0.6) • 10
h = 848,3•9,81 = 1029,8 м
Глубина спуска насоса:
L = hq + h= 1224+ 1030 = 2254 м (4.16)
Пересчитаем глубину спуска насоса при установке газосепаратора.
β = 0,5 τ = 0,15
Vp.r = 120 (1-0,15) (1-0,5) = 51 м3/м3
20
Pr =0,9
Рп.к = 46,1 Тп.к = 250°К
Pп =1,07 Tп = 1,29 Z = 0.82
-з
λ н = 2,504∙ 10
Bн= 1,3726
(120-51) (1-0.15) • 0,1033 • 0.82 • 323 (1-0.4) (1-0.5)
Pпр = 0,5 • 288 • [1 + (1,3726-1) (1-0,4)]  = 2,73 МПа
2,73
Pп = 4,7 = 0,58 Tп = 1,29 Z = 0,9
-3  -3  -4
BH= 1 +2,504 ∙10 ∙ 120 + 2,513 ∙10(50-20)-6,5 ∙ 10 ∙ 2,73= 1,374
(120-51) (1-0.15) ∙ 0.1033 ∙ 0.9 ∙ 323 (1-0,4) (1-0,5)
Pпр= 0,5∙288∙ [1 +(1,374-1)(1-0,4)]  =2,99





2,99
Pп = 4,7 = 0,636 Tп = 1,29 Z = 0,88

Pсм = [870 (1-0,4) + 1000 ∙ 0,4] (1- 0,5) + 1,10 ∙0,5 = 461,55 кг/м3
6
(2,99-0,6) ∙10
h = 461,55∙9,81 =527,85 м
L= 1224 +528 = 1752 м
Найдем высоту подъема жидкости расширяющимся газом:
_1___ Рнас + Po
X= Pж ∙q [Г-Vp.r](l-n∙)P0∙η∙Ln Py+ Po , (4.17)

где η - КПД работы газа в насосных трубах, η = 0,65;
Py - давление на устье, Py = Рбуф = Рзатр = 0,8 МПа;
Рнас - давление насыщения газа, Рнас =110 атм = 11 МПа;
Po = 0,1033 МПа

___1____  11 + 0,1
X= 870 ∙9,81 [120-93,84](1-0,4)∙0,1∙106∙ Ln 0,8+0,1=300м

Высота подъема жидкости газом:
3 P буф
Hr = 1,575∙d∙Г ∙ [1- √ Рнас ](1-n), (4.18)


где d - внутренний диаметр труб, см;
Рбуф = Pу - давление на устье (сепараторе), 0,8 МПа;

3 _8_
Hr = 1,575∙4∙120∙ [1- √ 110 ]( 1-0,4) = 264 м

Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счет
полезной работы газа в НКТ:





Hc1 = Hc-Hr= 1325-264= 1061м (4.19)
Исследования и пример расчета показывают, что с помощью
аналитических зависимостей можно существенно уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень. Величину напора за счет подъемной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7 0,8 с учетом падения
пластового давления:
Hc1 = 1325 - 0,7∙ 264= 1140,2 м
Повторим расчет по формулам для ЭЦН с газосепаратором:
___1____  11 + 0,1
X= 870 ∙9,81 [120-51](1-0,4)∙0,1∙106∙ Ln 0,8+0,1=792м
3 8__
Hr = 1,575∙4∙120 ∙ [1- √ 110 ](1-0,4)=264

Hc1 = Hc - Hr = 1325 - 264 = 1061 м
Hct = Hc-0,7 Hr = 1325 - 0,7 ∙ 264 = 1140,2 м

4.3Выбор кабеля, трансформатора и определение
эксплуатационных параметров ЭЦН.
Наружный диаметр эксплуатационных колонн 146 мм;
Размер HKT 48 х 4 мм;
Дебит скважины Q =140м3/сут;
Динамический уровень hq = 1224 м;
Тип насоса ЭЦН 5 - 130 - 1400;
Тип электродвигателя ПЭД 45 - 117;
Глубина спуска насоса L = 2254 м Lcen = 1752 м;
Температура на приеме насоса t = 50°С
Расстояние до станции управления lp = 136 м lp сеп = 138 м




Ремонтный размер 1 = 100 м
Основные характеристики двигателя:
Напряжение U = 1400 В;
Сила тока J = 27,3 А; КПД = 81 %; cos α = 0,84; температура
окружающей среды - до 500C, скорость охлаждения жидкости 0,27 м/с.
Выбор кабеля:
J 27,3
Определим сечение жилы : S = i = 5 = 5,46 мм2,
где J - номинальный ток электродвигателя, А;
i - допускаемая плотность тока, А / мм2;
i = 5 для кабеля с полиэтиленовой изоляцией, т.к. в жидкости есть
растворенный газ.
КПБК 3 х 6 мм и КПБП 3x6с рабочим напряжением 2500 В,
допустимым давлением до 25 МПа и температурой до +90°С и размером
10,2x27,5 мм. [4, табл 3.5]
Длина кабеля : LK = L + 1 + 1рем,
где L - глубина спуска насоса;
1 - расстояние от скважины до станции управления;
1рем - запас на ремонт.
LK =2254 + 100 + 136 = 2500 м
LK.cen = 1752 + 100 + 138 = 2000 м
Сопротивление кабеля
l
R = P [1 + α (tз – t20)] ∙ S , (4.20)
P = 0,0175 Ом ∙ мм2/м - удельное сопротивление меди при t = 20°С
α = 0,004 - температурный коэффициент для меди;
tз - температура на забое у приема насоса;
S - площадь поперечного сечения жилы кабеля.





1  -з
R = 0,0175 [1 + 0,004 (50 - 20)]∙6 = 3,27 ∙10 Ом/м.
Потери мощности в кабеле
2  -3
∆Рк = 3J ∙R∙LK ∙10 (4.21)
2 -3 -3
∆PK = 3∙ 27,3 ∙ 3,27∙10 ∙2500 ∙ 10 = 18,28 кВт
2 -3 -3
∆Рк.сеп = 3∙27,3 ∙ 3,27∙10 ∙2000∙10 = 14,62 кВт
Выбор трансформатора:
Мощность трансформатора :
Рэ.q
Ртр ≥ ηэ.q +∆ Рк, (4.22)
где Рэ.q - полезная мощность электродвигателя;
ηэ.q - КПД электродвигателя;
∆Рк - потери мощности в кабеле.
45
Ртр = 0,81 + 18,28 = 73,84 кВт
45
Ртр.сеп = 0,81 + 14,62 = 70,18 кВт
Падение напряжения в кабеле:
∆U = √3 (RK ∙ cos φ + хо ∙ sin φ) ∙ J∙ LK, (4.23)
RK = R ∙ 103 = 3,27 Ом/км - активное удельное сопротивление 1 км кабеля;
Xo = 0,1 Ом/км - индуктивное удельное сопротивление кабеля;
cos φ - коэффициент мощности электродвигателя;
sin φ - коэффициент реактивной мощности;
LK - длина кабеля, км.
cos φ = 0,84
φ = arcos = 32°86'
sin φ = 0,54
∆U = √3 (3,27 ∙0,84 + 0,1 ∙0,54) ∙27,3∙2,5 = 331,09 В




∆U cen = √3 (3,27∙ 0,84 + 0,1∙ 0,54) ∙ 27,3 ∙ 2 = 264,87 В
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора:
Uтp = Uэ.q + ∆U, (4.24)
где Uэ.q - рабочее напряжение электродвигателя;
∆U - потери напряжения в кабеле.
Uтp= 1400 + 331,09 = 1731,09 В
Uтp.сеп = 1400 + 264,87 = 1664,87 В
Выбираем трансформатор ТМПН - 10013 - 73 У1 [7, табл. 20]
Определим габаритные размеры:
1-е сечение учитывает диаметр электродвигателя и диаметр насоса:
Dэ.q DH
Dmax = 2 + 2 +hK + Sx; (4.25)
где Dэ.q , DH - наружный диаметр электродвигателя и насоса;
hk - толщина плоского кабеля;
Sx - толщина хомута, крепящего кабель к насосу.
Dэ.q =117 мм; DH = 92 мм; hK = 10,2 мм.
117 92
Dmax = 2 + 2 + 10,2 + 1,0 = 115,7 мм
2-е сечение учитывает размер муфты HKT и круглый кабель:
габаритный размер
Dэ.q DM
Amax = 2 + 2 + dk (4.26)
DM = 56 мм; dk = 25мм; dвн = 40 мм.
117 56
Amax = 2 + 2 + 25 = 111,5 мм
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 130 мм, следует, что
зазор 130 - 115,7 = 14,3 мм, что допустимо.






Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении
электродвигателя:
 Q  (4.27)
V= 86400∙0.785 ∙ [Dвн2-Dэq2]

DBH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Q - дебит скважины, м3/сут.

 140 
V= 86400-0.785 • [0,1302-0,1172] =0,64
Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения 0,27 м/с по характеристике электродвигателя ПЭВ 45 - 117. Удельный расход электроэнергии:
ηтр - КПД труб, (0,94);
η H - КПД насоса, (0,585);
ηдв - КПД электродвигателя, (0,81);
ηавт - КПД автотрансформатора, (0,96);
ηк - КПД кабеля.
Рэ.q
ηK= Рэ.q + ∆Рк , (4.28)
где Pэ.q - номинальная мощность электродвигателя;
∆PK - потери мощности в кабеле.
45
ηк = 45 + 18,28 =0,711
45
ηк.сеп = 45 + 14,62 = 0,755
ηобщ= 0,94∙ 0,585∙0,81∙0,711∙0,96 = 0,304
η обш.сеп = 0,94 ∙ 0,585∙0,81∙0,755∙ 0,96 = 0,323
Удельный расход электроэнергии на 1т. Добываемой жидкости:




Э = 2,73 H∙ 10-3 /ηобщ., (4.29)
где H - высота подъема жидкости из скважины, м;
ηобщ - общий КПД установки.
-3
2,73∙ 1224 ∙ 10
Э = 0,304 = 10,99 кВт∙ час/т
-з
2,73∙ 1224 ∙ 10
Э = 0,323 = 10,34 кВт∙ час/т