Всего на сайте:
236 тыс. 713 статей

Главная | Добыча и разработка природных ресурсов

Согласование напорной характеристики скважины с характеристикой ЭЦН. Подбор оборудования для эксплуатации конкретных скважин  Просмотрен 633

  1. Общая методика подбора УЭЦН
  2. Определение средней плотности жидкости в УЭЦН.
  3. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ПЦЭН.
  4. Осложнения в работе скважин, оборудованных ЭЦН.
  5. Газлифтная экспл-ция скважин. Общие принципы газлифта. Преим-ва, недостатки
  6. Классификация газлифтных скважин. Круговой газлифтный цикл группы скважин
  7. Конструкции газлифтных подъемников. Одно-, двух- и полуторарядный подъемник
  8. Конструкция газлифтных подъемников. Однорядный подъемник с перепускным клапаном. Характеристики, принцип действия.
  9. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. Расчет пускового давления
  10. Методы снижения пускового давления газлифтной скважины
  11. Винтовые насосы для добычи нефти. Назначение и принцип действия. Подача винтового насоса. Преимущества.
  12. Погружные винтовые насосы. Принцип действия. Преимущества. Перспективы развития.

Для согласования рабочей характеристики ЭЦН (Н(Q)) с условиями скважины строится напорная характеристика скважины (рис.Х1.7) в завис-ти от ее дебита.

 

(Х1.9)

На рис.Х1.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (Х1.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную харак-ку скважины Нскв(Q).

Линия 1 – зависимость Нд(Q), определяемая по формуле (Х1.5) и (Х1.3)

(Х1.3)

(Х1.5)

и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q=0 Ндст, т.е. динамич. уровень совпадает со статическим.

Прибавляя к Нд величину буферного давления, выраж-го в м столба жидкости (ру/ρg), получим линию 2 – завис-ть этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (Х1.7)

(Х1.7)

для разных Q величину hтр и прибавляя вычисленные hтр к ординатам линии 2, получим линию 3 – зависимость первых трех слагаемых в (Х1.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле (Х.53)

(Х.53)

величину Нг и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной харак-кой скважины.

На напорную харак-ку скважины накладывается Н(Q) – харак-ка насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ПЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис.Х1.8)

Точка А – пересечение харак-к скважины (рис.Х1.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис.Х1.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината -напор Н, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЭЦН с такими харак-ми, чтобы точка пересечения харак-к совпала бы с макс-м КПД (рис.Х1.8, кривая 3 – точка В) или по крайней мере лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (рис.Х1.8, штриховка).

В некоторых случаях для согласования харак-ки скважины и ПЭЦН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние раб. ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис.Х1.9).

Как видим, точка А пересечения харак-к получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме максим-го КПД (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qскв на режиме ŋмах, определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Разница ВС=ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на Δр=ΔНρg установкой штуцера или снять часть раб.

ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса опред-ся из простого соотношения

(Х1.10)

Здесь Z0 – общее число ступеней в насосе; Н0 – напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней.

С энергетической точки зрения штуцирование на устье невыгодно для согласования харак-к, так как приводит к пропорциональному снижению КПД установки. Снятие ступеней позволяет сохранить КПД на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить раб. ступени вкладышами можно лишь в специализированных чехах.

При описанном выше согласовании харак-к скважины насоса необходимо, чтобы раб.харак-ка ПЦЭН соответствовала действительной харак-ке при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная харак-ка H(Q) определяется при работе насоса на воде и как правило является завышенной. Поэтому важно иметь действительную харак-ку ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с харак-кой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса – это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводнен-ти.

Подбор оборудования включает в себя опред-ие типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скв-ны задан. глубины при оптимальных или близких к

оптимальным рабочих показателях – подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и т.д. Макс-ую наработку погруж. оборуд-ия м. обеспечить только при условии вып-ния всех ограничений на парам-ры экспл-ции ЭЦН, их агрегатов и эл-тов, кот. переведены с соответ-щих тех. условий и руков-щих док-тов.

Предыдущая статья:Характеристики ПЭЦН. Напорная характеристика скважины. Следующая статья:Общая методика подбора УЭЦН
page speed (0.0476 sec, direct)