Обозначения

- давление, МПа;- температура, К;- температура, оС;- массовый расход флюида, кг/с; - объемный расход флюида, м3/с;

? - плотность флюида, кг/м3;

?0 - плотность газа однократного разгазирования нефти при нормальных условиях, кг/нм3;

µ - коэффициент динамической вязкости флюида, мПас;

Гф - пластовый газовый фактор, нм3/м3;

ГфI - пластовый газовый фактор, нм3/т;- объемный коэффициент;

?p - коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа;

?t - коэффициент термического расширения, 10-3 1/К;

? - коэффициент растворимости газа в нефти, нм3/м3;

н,в,г - индексы: нефть, вода, газ;0 - температура при нормальных условиях, Т0=273 К;0 - давление при нормальных условиях, p0 = 0.1 МПа;эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;нкт - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;

1. Цели и задачи расчета глубины подвески насоса

Цель расчета глубины подвески насоса заключается в обеспечении межремонтного периода его работы соизмеримого с периодом ремонтных работ в скважине, обусловленных значительным снижением её продуктивности за счет кольматации призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями или накоплением песчаной пробки. Межремонтный период работы установки УЭДН-5 должен быть соизмерим с таковым при эксплуатации скважины установками УСШН и УЭЦН в аналогичных геолого-промысловых условиях.

Расчет глубины подвески насоса должен выполняться как на этапе проектирования, так и в процессе эксплуатации скважины с учетом динамики её продуктивности.

При расчете глубины подвески насоса необходимо учитывать влияние факторов, снижающих коэффициент полезного действия насосной установки и сокращающих межремонтный период ее работы. К таким факторам относятся: выделение из нефти газа, отложение парафина и асфальто-смолистых веществ, отложения солей, накопление на забое скважины песчаной пробки, абразивный износ деталей насоса и всего подземного и наземного оборудования и др.

Задачи, решаемые при расчете глубины подвески насоса, включают:

определение оптимального давления на приеме насоса по условию уменьшения влияния свободного газа на коэффициент подачи насоса;

определение оптимальной температуры на приеме насоса по условию исключения отложения парафина и асфальто-смолистых веществ, а также солей на деталях насоса;

определения оптимальной скорости откачки жидкости по условию исключения выноса мелких фракций песка из пласта в скважину.

Задачи решаются с использованием кривых распределения давления и температуры по длине эксплуатационной колонны от забоя до динамического уровня, а также по длине колонны насосно-компрессорных труб от места ycтaнoвки нacoca дo ycтья скважины.

насос нефть вода давление

2. Texничecкaя характеристика установок УЭДН 5

Таблица 1

Шифp ycтaнoвкиПодача номинальная, м3/сут.Напор, мРекомендуемая рабочая областьМощность, кВтК.п.д. Насоса %Подача, Напор, мУЭДH5-4-2000 УЭДH5-6,3-1500 УЭДH5-8-1300 УЭДH5-10-1200 УЭДH5-12,5-900 УЭДH5-16-750 УЭДH5-20-6004,0 6,3 8,0 10,0 12,5 16,0 20,02000 1500 1300 1200 900 750 6003,5 - 6,0 5,8 - 8,0 7,5- 10,0 9,0- 11,0 12,0-14, 0 15,0- 17,0 19,0- 21,01330-2280 1180-1630 1040-1380 1090-1330 800-940 700-800 570-6302,55 3,15 3,25 3,35 3,40 3,40 3,500,363 0,347 0,370 0,415 0,383 0,408 0,397

Типовая схема оборудования устья скважины при использовании УЭДН в целом совпадает со схемой при использовании УЭЦН (рис. 1.):

Рисунок 1

Монтаж установки УЭДН 5 показан на рис. 2.

Рис. 2. Схема монтажа установки УЭДН 5: 1 - Электронасос типа ЭДН5, 2 - Сливной клапан, 3 - НК, 4 -Токопроводящий кабель, 5 - Пояса для крепления кабеля. 6 - Электроконтактный манометр, 7 - Обратный клапан, 8 - Комплектное устройство

Электронасосы типа ЭДН5 выполнены в виде вертикального моноблока. Снизу вверх расположены асинхронный электродвигатель, конический редуктор, плунжерный насос с эксцентриковым приводом, пружинным возвратом плунжера и сменной парой плунжер-втулка (см. рис. 3.). Узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и изолированной от перекачиваемой среды. В нижней части моноблока изоляция обеспечивается компенсатором изменений объема масла, а в верхней части - плоской диафрагмой. Выше диафрагмы расположены всасывающий и нагнетательный клапаны, монтажный патрубок, защитная сетка, зажимы для уплотнения кабеля и корпус токоввода, унифицированного с розеткой для соединения электронасоса с муфтой кабельной линии. В корпус встроен компенсатор для выравнивания давления при погружении и ввинчен клапан с резьбой М16´1,5 для прокачки воздуха из полости токоввода и его опрессовки при монтаже насоса в скважине. Верхняя шламовая труба предназначена для защиты нагнетательного клапана электронасоса от осаждения твердых частиц, поступающих с откачиваемой жидкостью. Трубы имеют длину 1500 мм и снабжены резьбой для соединения между собой и со шламовым патрубком электронасоса. Верх верхней трубы закрыт конусом с радиальными отверстиями. Откачиваемая жидкость через нагнетательный клапан поступает в шламовые трубы и через радиальные отверстия конуса выбрасывается в НКТ. Кольцевое пространство между шламовыми трубами и стенками насосно-компрессорной трубы служит камерой для осадка твердых частиц.