Применение износостойких электроцентробежных насосов
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
я и дополнительной термообработки. Равномерное распределение компонентов в материале и более высокая точность изготовления элементов обеспечивают практическое отсутствие дисбаланса при вращении рабочих колес и одностороннего износа трущихся поверхностей.
Износостойкость таких насосов в 2-3 раза выше по сравнению с насосами, ступени которых изготовлены из серого чугуна, и находится на уровне ступеней из нирезиста. Насосы с порошковыми ступенями противостоят отложению солей.
Технология порошковой металлургии позволяет создать ступени оригинальной конструкции с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса.
Достоинства конструкции:
- Конструкция порошковой ступени препятствует образованию застойных зон пластовой жидкости в полости между дисками направляющего аппарата и рабочего колеса и резко уменьшает количество абразива, попадающего в зазор между трущимися поверхностями втулок колеса и аппарата.
- Подобная конструкция позволяет оптимизировать нагрузку на опорные шайбы и таким образом резко уменьшить износ шайб, выполненных из карбонита.
- Конструкция обеспечивает высокие диспергирующие свойства ступеней, что позволяет рекомендовать их для скважин с высоким газовым фактором и нестабильным динамическим уровнем.
- Применение порошковых ступеней обеспечивает более высокий напор. Насосы с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии, имеют напорную характеристику монотонно-падающей формы, исключающей возникновение неустойчивых режимов работы.
Применяются насосы -1ЭЦНДПТ5-15-1650
Характеристика ЭЦН: 1 - модульное исполнение с промежуточными подшипниками; Д - ступени двухопорной конструкции; П - порошковые ступени с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса; Т - радиальные опоры из твёрдых сплавов; А - унифицированные радиальные опоры. 15м3/сут - подача; 1650 м - напор.
Таблица 2.2
Технические характеристики насосов
Группа насосаНоминальная подача, м3/сутНапор насоса, мКПД, %minmax51512002250212514002400355А35125023004635700225041
Рисунок 2.14 - Ступени, изготовленные методом порошковой металлургии
нефть внутрискважинный центробежный электронасос
3. РАiЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
3.1 Раiет и подбор оборудования УЭЦН
Скважина № 12544, куст 81, пласт БВ10, Самотлорское месторождение. Данные к раiету приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Исходные данные к раiету
ПоказателиЧисловые значенияГлубина скважины Н, м2308Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м0,168Внутренний диаметр НКТ d, м0,073Давление насыщения Рнас, МПа11Давление на устье Руст, МПа1,2Пластовое давление Рпл, МПа16Дебит продукции Q, м3/сут200Плотность воды ?в, кг/м31004Плотность нефти ?н, кг/м3856Плотность газа ?г, кг/м30,2Обводненность nв, д. ед.0,96Коэффициент продуктивности К, м3/сут МПа167Газовый фактор Г, м3/м378Объемный коэффициент нефти вн, д.ед.1,016
Раiет
1.Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине Рзаб, МПа
Рзаб=Рпл-(Q/К) (3.1)
Где Рпл - пластовое давление, МПа;
Q - дебит скважины, м3/сут.;
К - коэффициент продуктивности, м3/сут МПа.
Рзаб=16-(200/167)=15МПа
2.Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Роп.пр, МПа
Роп.пр = 2,5-3 МПа при n = 50%
Роп.пр = 3-4 МПа при n < 50%
Роп.пр = 2,7 МПа при n > 50%
3.Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин ?см, кг/м3
?см=?вnв+?н(1-nв) (3.2)
где?в - плотность воды кг/м3;
n - обводненность нефти;
?н - плотность нефти кг/м3.
?см=10040,96+856(1-0,96)=998кг/м3
4.Определяем динамический уровень Ндин, м
Ндин=Рзаб/?смg (3.3)
гдеРзаб - давление на забое скважины, МПа;
?см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Ндин = 15106/9989,81=1328м
5.Определяем глубину спуска насоса Lн, м
Lн=Ндин+400 (3.4)
Где Ндин - динамический уровень, м
Для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500м
Lн=1328+400=1728м
6.Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ НГ, м
НГ=0,1575dвнГ(1)-(1-nв) (3.5)
где dвн - внутренний диаметр НКТ, м;
Г - газовый фактор, м3/м3;
Ру - устьевое давление, МПа;
Рнас - давление насыщения, МПа;
nв - обводненность нефти
НГ=0,15750,7378(1)-(1-0,96)=4,64м
7.Определяем требуемое давление насоса Ртн, МПа
Ртн= Lн?смg10-6+Ру+Ртр-НГ?смg10-6-Роп.пр (3.6)
где Lн - глубина спуска насоса, м;
?см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Ру - устьевое давление, МПа;
Ртр - потери давления на трение, МПа;
НГ - работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м.
Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Ртр=0,5МПа.
Ртн=1608,451002,49,8110-6+1,1+0,5-0,1721002,49,8110-6-2,7=
=15,9МПа
8.Определяем требуемый напор насоса Нтн, м
Нтн=(Ртн106)/(?вg) (3.7)
где Ртн - требуемое давление насоса, МПа;
?в - плотность воды кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Нтн=(9,8106)/(10049,81)=1614,34м
9.По таблицам производим подбор насоса исходя из Н ном > Н;
Qном=Qтн;
?н= mах
10.Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН
УЭЦНД5А-200-1800 - установка
ЭЦНД5А-200-1800 - насос
ПЭД-100-117 - д