Выбор и расчет электромеханического оборудования скважинной насосной установки для эксплуатации скважины месторождения

Выбор и расчет электромеханического оборудования скважинной насосной установки для эксплуатации скважины месторождения

Тема проекта: "Выбор и расчет электромеханического оборудования скважинной насосной установки для эксплуатации скважины месторождения"

Исходные данные к работе

1.      Плотность, кг/м³:

- воды -1030

сепарированной нефти -850

газа в нормальных условиях -1

2.      Коэффициент вязкости, м2/с∙10-5

- нефти -5,1

3.      Планируемый дебит скважины, м3/сутки -120

4.      Обводненность продукции пласта, доли единицы -0,5

.        Газовый фактор, м3/ м3 -42

.        Объемный коэффициент нефти, ед. -1,23

.        Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м -2250

.        Пластовое давление МПа -11,2

.        Давление насыщения, МПа -5

.        Пластовая температура и температурный градиент, ºС -50, 0,02

.        Коэффициент продуктивности, м3/ МПа -21

.        Буферное (затрубное) давление, МПа -1,1/1,1

.        Содержание механических примесей, мг/л -110

.        Содержание сероводорода и углекислого газа -0

.        Размеры обсадной колонны, мм -130

.        Текущее объемное газосодержание -0,18

. Эффективная вязкость смеси, м²/с*10^-5-4,1

Содержание

Введение

. Подбор оборудования и выбор узлов насосный центробежной установки

. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

. Проверка параметров трансформатора и станции управления

. Описание конструкции насосной установки

.1 Описание конструкции насоса

.2 Описание конструкции электродвигателя

Литература

Введение

Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значительную роль в экономике любого государства. Продукты нефтегазопереработки - основа всех видов топлива для транспорта (сухопутного, водного" воздушного), ценное сырье для химической промышленности.

Нефть и углеводородные газы являются основой получения более пяти тысяч различных химических продуктов. В химической промышленности использование углеводородного сырья в широких масштабах позволяет заменить при производстве, например, синтетического каучука этиловый спирт, получаемый из пищевого сырья, дешевым синтетическим спиртом.

Из нефти при ее переработке получают бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла, мазут, парафин, битум и другие нефтепродукты.

Химическая переработка нефти и газа дает различные полимерные соединения: синтетические каучуки и волокна, пластмассы, краски и т.д.

До 1917 г. основным нефтедобывающим районом был Кавказ. После национализации нефтяной промышленности начался период восстановления нефтепромыслового хозяйства, разрушенного в годы революции. В это же время открываются новые месторождения в Азербайджане, Туркмении, Дагестане, на Сахалине.

В предвоенные и военные годы вводятся месторождения в Пермской, Оренбургской и Куйбышевской областях, в Башкирии и Татарии.

После 1945 г. выявлены нефтяные и газовые месторождения в Туркмении, Узбекистане, Казахстане, Нижнем Поволжье, на Кубани, Украине и в Белоруссии. Значительным событием явился ввод в эксплуатацию в Западной Сибири нефтегазоносных площадей, которые в настоящее время превратили ее в основной нефтегазодобывающий регион страны. Принимаются меры по созданию Прикаспийского нефтегазового комплекса.

Поиск и разведку новых месторождений нефти и газа ведут полевые партии, отряды, экспедиции, геофизические и буровые управления.

Мощные буровые установки позволяют сооружать скважины на суше и море с глубинами скважин до 5-7 тыс. м.

Проекты разработки нефтяных месторождений включают применение передовых технологических схем размещения скважин, систем поддержания пластового давления и новых методов повышения нефтеотдачи.

В настоящее время с применением методов искусственного воздействия на продуктивные пласты (в основном, заводнения) добывается 80 % всей нефти нашей страны, При этом повышение степени извлечения нефти из недр является одной из главных проблем.

В проектах разработки обязательны разделы по эксплуатации скважин, в которых указываются виды и средства добычи нефти и газа, а также потребность в оборудовании.

В этапах разработки рассматриваются фонтанный и механизированный способы эксплуатации скважин. В свою очередь, последний осуществляется в основном с помощью штанговых установок, установок с погружными электронасосами.

На промыслах применяются герметизированные системы сбора нефти, газа и попутно добываемой воды. Нефть перед дальнейшей транспортировкой доводится до необходимой кондиции на установках подготовки нефти. Внедряются установки предварительного сброса попутно добываемой воды.

Коренное техническое перевооружение нефтедобывающей промышленности стало возможным на базе комплексной автоматизации с использованием блочных автоматизированных установок,

С целью оптимального использования энергии пласта, ликвидации потерь нефти и газа и сосредоточения основного технологического оборудования в укрупненных пунктах производства и сокращения металло- и капиталоемкости систем используются новые технические решения.

С применением блочных автоматизированных установок стало возможным использовать систему управления нефтегазодобывающим предприятием - АСУ-нефть.

С увеличением добычи нефти и газа в различных регионах страны возрастает протяженность магистральных нефте- и газопроводов. Эксплуатируется один из крупнейших в мире нефтепроводов "Дружба", по которому российская нефть из восточных районов страны поступает в Польшу, Чехию, Словакию, Венгрию, Германию, Болгарию. Действуют системы нефтепроводов Нижневартовск- Усть-Балык - Курган - Уфа -Альметьевск - Полоцк.

Для ускоренного развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности необходимо решать проблемы увеличения единичных мощностей и комбинирования установок, повышения эффективности капиталовложений, сокращения эксплуатационных расходов, сокращения численности обслуживающего персонала и повышения производительности труда.

1. Подбор оборудования и выбор узлов насосной центробежной установки

1. Определяется плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

 (3.1)

где ρ_и - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м; ρ_в - плотность пластовой воды; ρ_г - плотность газа в стандартных условиях; Г - текущее объемное газосодержание; b - обводненность пластовой жидкости.

насосный центробежный скважина трансформатор

ρсм = [1030·0,5+850·(1-0,5)]·(1-0,18)+1·0,18=771 кг/м³

. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

 (3.2)

где Р_пл - пластовое давление, МПа; Q - заданный дебит скважины, м³/сут; К_прод - коэффициент продуктивности скважины, м³/МПа.

Рзаб = 11,2-120/21=5.49 МПа=5,5·10⁶ Па

3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

 (3.3)

где: Lскв - глубина расположения пласта, м

Ндин = 2250-5,5·10⁶/771·9,8=1523 м

. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например - Г = 0,15):

 (3.4)

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Р_нас - давление насыщения, МПа.

Рпр = (1-0,15)·5=4.25 МПа=4,25·10⁶ Па

 (3.5)

L = 1523+4,25·10⁶/771·9,8=1124 м

. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

 (3.6)

где Т_пл - пластовая температура, °С; G_т - температурный градиент, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124)·0,02=27,5 °С

7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

 (3.7)

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Р_пр - давление на входе в насос,МПа;

Р_нас - давление насыщения,МПа.

В^*=0.5+(1-0.5)[1+(1.23-1)√4,25/5]=1,1

. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

 (3.8)

Qпр = 120·1,1=132 м³/сут=0,0015 м³/с

. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

 (3.9)

где G - газовый фактор, м³/м³.

G_пр = 42·[1-(4,25/5)]=6,3 м³/м³

. Определяется газосодержание на входе в насос:

 (3.10)

βвх = 1/[((1+4,25/5)/1,1)/6,3+1]=0,8

. Вычисляется расход газа на входе в насос:

(3.11)

Qг.пр.с =132·0.8/(1-0,8)=528 м³/с

. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

 (3.12)

где f_скв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

f_скв = π·d²/4, где: d - диаметр обсадной колонны, м

f_скв = 3,14·0,13²/4=0,013м²

С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с

. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

 (1.13)

где С_п - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (С_п=0,02 см/с при b<0,5 или С_п = 0,16 см/с при b>0,5).

φ = 0,8/[1+(0,0016/0,47)·0,8]=0,8

14. Определяется работа газа на участке "забой - прием насоса":

 (3.14)

Рг1 = 5[[1/(1-0,4·0,8)]-1]=2,35 МПа

. Определяется работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

 (3.15)

где;

Величины с индексом "буф" относятся к сечению устья скважины и являются "буферными" давлением, газосодержанием и т.д.

В^*_буф=0,5+(1-0,5)[1+(1,23-1) ]=1,05

Gбуф = 42·[1-(1,1/5)]=32,8 м³/м³

βбуф = 1/[((1+4,25/5)/1,05)/32,8+1]=0,95

φбуф = 0,95/[1+(0,0016/0,47)·0.95]=0,95

Рг2 = 5[[1/(1-0,4·0,95)]-1]=3 МПа

16. Определяется потребное давление насоса:

 (3.16)

МПа

где Н_дин - глубина расположения динамического уровня; Р_6уф - буферное давление; Р_г1 - давление работы газа на участке "забой - прием насоса"; Р_г2 - давление работы газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины".

17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса. [Приложение 4 Характеристики центробежных насосов, Параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97,Таблица4.2].

Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "О" (напор, мощность).

Qов=165 м³/сут=0,0019м³/с, Нов=475 м, ηов=0,60, Nов=15кВт

18.Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

 (3.17)

где ν - эффективная вязкость смеси, м²/с*10^-5; Q_oB - оптимальная подача насоса на воде(рис.5.5), м³/с.

КQν =1-4,95·0,000041^0,85·0,0019^-0,57=0,967

. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

 (3.18)

Кην = 1-1,95·0,000041^0,4/0,0019^0,28=0,8

. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

 (3.19)

где f_скв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м².

где: fн - площадь сечения насоса, м².

fн =π·d²н/4,

где: dн - диаметр насоса, м.

fн = 3,14·0,124²/4=0,012 м²

fскв.к =0,013-0,012=0,001 м²

Кс = 1/[1+(6,02·0,0015/0,001)]=0,1

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

 (3.20)

где Q_oB - подача в оптимальном режиме по "водяной" характеристики насоса, м³/с.

q = 0,0015/0,0019=0,78

. Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

 (3.21)

qпр = 0,0015/0,0019·0,967=0,82

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

. (3.22)

βпр =0,8·(1-0,1)=0,72

. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

K_Hv= l-(l,07v^0,6q_np/Q_oB^0,57). (3.23)

K_Hv = 1-(1,07·0,000041^0,6·0,82/0,0019^0,57)=1

Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см²/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова. Для наших значений эта диаграмма нам не понадобиться

25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

 (3.24)

Где

А = 1/[15,4-19,2·0,82+(6,8·0,82)²]=0,032

К = [(1-0,8)/(0,85-0,31·0,82)^0,032]=0,2

. Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

 (3.25)

Н = 8,4·10⁶/771·9,8·0,2·1=5559 м

. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

Z = H/h_cT, (3.26)

где h_c - напор одной ступени выбранного насоса.

hс =Hтабл/100,

где: Hтабл - напор (приложение 4, таблица 4.2), м.

hст =1835/100=18,35м

Z =5595/18,35=304

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повтоить расчет, начиная с п. 17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5 %, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10 %, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

 (3.27)

где η_оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

η = 0,967·1·0,6=0,58

29. Определяется мощность насоса:

(3.28)

N= 8,4·10⁶·0,0019/0,58=27517 Вт=27,5 кВт

. Определяется мощность погружного двигателя:

 (3.29)

где: ηПЭД - КПД погружного электродвигателя (приложение 15 Основные параметры погружных насосов).

NПЭД = 27,5/0,54=51 кВт

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту "тяжелую жидкость" из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).

При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.

По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - столбом тяжелой жидкости.

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.

Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

 (3.30)

где ρ_гл - плотность жидкости глушения,( 920 кг/м³).

Ргл = 920·9,8·2250+1,1·10⁶+5,5·10⁶-11,2·10⁶=14,7 МПа

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

 (3.31)

Нгл = 14,7·10⁶/920·9,8=1630м

Нгл>Н ; 1630>475

Величина Н_гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

 (3.32)

Nгл =14,7·10⁶·0,0019/0,58=48155 Вт=48,15 кВт

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

NПЭД.гл = 48,15/0,54=90 кВт

. Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

 (3.34)

°С>27,5°С

где [Т] - максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

 (3.35)

где  - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; d - внешний диаметр ПЭД.

F = 0,785·(0,13²-0,116²)=0,0027м²

W = 0,0019/0,0027=0,7 м/с

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нормальным. Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на ΔL = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ΔL зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика. После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС. Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе [3]. Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8-10 °С выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °С:

  (3.36)

где b₂, с₂ и d₂ - расчетные коэффициенты; N_н и η_д.н - номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле:

 (3.37)

где b₃ и с₃ - конструктивные коэффициенты.

Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (t_oxл), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:

 (3.38)

 (3.39)

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.

 (3.40)

где b₅ - коэффициент (см. прил. 3 [15]).

Тогда потери энергии в двигателе (ΣN) и его температура (t_дв) будут равны:

 (3.41)

 (3.42)

Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130 °С. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90 °С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140 °С, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.

Проверка параметров кабеля и НКТ

При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.

Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:

 (3.43)

где I - сила тока двигателя; L_каб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); R_о - активное сопротивление 1 м длины кабеля,

Lкаб = L+50.

Lкаб =1124+ 50=1174 м

 (3.44)

где ρ₂₀ - удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм²/м; q - площадь сечения жилы кабеля, мм²; α - температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/ °С; t_каб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.

Rо =([1+0,0041·(27,5-20)]·(1,31)·0,0195/50)10=0,53 Ом/км

∆Nкаб =3·37,5·0,53·1174·10^-3=70 кВт

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости

 (3.45)

где Х_о - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм² равно 0,1·10³ Ом/м; cos φ и sin φ - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86-0,9.

∆Uпуск = ·(0,53·0,86+0,1·0,6)·65·1174/100=638 В

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (3.45).

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5-6 % полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости

 (3.46)

где: λ - коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d^0,3н ,

где: dн - диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности = 0,124 мм), мм.

λ = 0,021/0,124^0,3=0,04

λ = 0,021/0,116^0,3=0,07

∆Р =771·0,04·(1174·(4,1∙10^-5)²/2·0,130)=0,00024 Па

При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата). Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.

2. Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины. Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3-10 мм. При значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увеличенный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования. Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель. Такая муфта обычно расположена в 10-20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40-50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ - погружной агрегат) без существенного увеличения потерь напора в трубах.

Последнее сечение - диаметральное сечение самого агрегата (D_a) без муфты, труб и круглого кабеля.

Если габариты оборудования неприемлемы в первом и последнем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.

3. Проверка параметров трансформатора и станции управления

Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.

Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости (3.45), но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВ·А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ·А).

При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые другие условия.

КПД поверхностного оборудования для расчетов можно принимать равным примерно 0,98.

4. Описание конструкции насосной установки

.1 Описание конструкции насоса

Высоконапорный насос ЭЦН - секционный. Соединение секций - фланцевое, валы секций соединены муфтами.

Каждая секция состоит из пакета ступеней (рабочих колёс и направляющих аппаратов), заключённого в цилиндрическом корпусе. Рабочие колёса закреплены на валу шпонкой.

Направляющие аппараты стянуты корпусом подшипника. Верхний и нижний концы вала установлены в подшипниках скольжения. Осевые нагрузки на вал воспринимаются опорной пятой. Приёмные отверстия основания защищены сеткой (фильтром). Насос соединён с подъёмными трубами ловильной головкой.

.2 Описание конструкции электродвигателя

Двигатель серии ПЭД - трёхфазный асинхронный короткозамкнутый двухполюсный маслонаполненный вертикального исполнения с приводным концом вала, направленным вверх, состоит из двух сборочных единиц: электродвигателя и гидрозащиты.

Ротор состоит из пустотелого вала, на котором собраны магнитные сердечники, чередующиеся с подшипниками скольжения. Смазка радиальных подшипников скольжения через центральное отверстие вала. На верхнем конце вала ротора предусмотрена приводная шлицевая муфта.

Кабельный ввод электродвигателей имеет два исполнения: круглый с контактным соединением штырькового типа. Первое исполнение применяют на электродвигателях диаметром корпуса 103 и 123 мм, второе - на электродвигателях диаметром корпуса 117 мм.

Электрическое соединение обмоток секций сдвоенных (секционных) электродвигателей последовательное, с помощью штепсельного соединения, размещённого в стыке секций.

Гидрозащита предотвращает проникновение пластовой жидкости в полость электродвигателя, компенсирует тепловые изменения объёма жидкого диэлектрика и передаёт крутящий момент с вала электродвигателя на вал насоса.

Литература

1.       Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. -824 с.

2.      Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов.-М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

.        Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002. -768 с.

.        Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000. -374 с.

.        Каталог ОАО "Новомет".-Пермь: ОАО "Новомет". -2001.

.        Каталог ОАО "АЛНАС".- Альметьевск: ОАО "АЛНАС".-2001.