Общие сведения о месторождении

 

Потери электроэнергии в кабеле по формуле (9) составляют:

 

                          ∆Рк=3*702*0,076*103=1,12 кВт.

 

Общая длина кабеля равна  сумме глубины спуска насоса L = 700 м и расстояния от скважины до станции  управления (10 м).

Примем с запасом  на увеличение погружения насоса длину  кабеля 800 м. В этом кабеле с площадью сечения 25 мм2 потери мощности составят 1,12*800/100=8,95 кВт.

Плоский кабель длиной 6,5 м для уменьшения основного диаметра агрегата берем на один размер меньше круглого, т. е. с площадью сечения 16 мм2.

 

5) Выбор двигателя

Мощность двигателя, необходимая для работы насоса

 

                     Np=QρHн/86400*102*ηн                              [5, стр. 141]       (12)

 

где ηн=0,5 – к.п.д. насоса

 

                     Np=140*1000*720/86400*102*0,5=23,5кВт

 

При потере 8,95 кВт мощности в круглом кабеле потребная мощность двигателя составит

 

                                    Nп=23,5+8,95=32,45кВт

 

Принимаем электродвигатель (5, по табл. VII.1,  стр. 142) ПЭД35-123 мощностью 35 кВт, диаметром 123 мм и  длиной 5549 мм, протектор диаметром 110 мм, и длиной 1152 мм.

 

6) Определение основного  диаметра агрегата

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля

 

                   Dmax=Dэд/2+Dн/2+hк+S                            [5, стр. 143]         (13)

где Dэд - наружный диаметр  электродвигателя; 

      Dн - наружный диаметр насоса;

     hк - толщина плоского кабеля;

      S – толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

 

В нашей задаче Dэд = 123 мм,  Dн = 136 мм, hк = 13,1 мм, S = 1,0 мм.

 

                    Dmax=123/2+136/2+13,1+1,0=143,6 мм  

                    

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля

 

                          Аmax= Dэд+dм+dк                               [5, стр. 143]         (14)

 

где  dм =56 мм — диаметр  муфты 48-мм насосной трубы; dк =32,1 мм — диаметр круглого кабеля КрБКЗх2Б.

 

              Аmax=123/2+56/2+32,1=121,6 мм

 

7) Выбор автотрансформатора

Для выбора автотрансформатора и определения величины наряжения  во вторичной его обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле ∆U, В

 

                                     [5,стр. 143]                 (15)

 

где r0 — активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

     х0 = 0,1 Ом/км - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

     cos φ— коэффициент мощности установки;

     sin φ— коэффициент реактивной мощности;

L = 70 А — рабочий  ток статора (5,по табл.VII.1) L= 700 + 10 = 710 м или 0,71 км - длина кабеля (от скважины до станции управления  длина кабеля принята равной 10 м).

Активное удельное сопротивление кабеля определяется по формуле

 

                                  r0=ρt*1/q*103                        [5,стр. 144]                 (16)

 

                                  r0=0.019*1/25*103 

 

Величина cos φ для электродвигателя ПЭД-35-123 равна 0,82 (5, по табл. VII.1), φ= 350, а sin φ = 0,574.

Находим потери напряжения в кабеле по формуле (15)

 

                                       ∆U = 3*(0.76*0.82+0.1*0.574)*70*0.71=59 В.

 

Напряжение на вторичной  обмотке трансформатора равно сумме  напряжения электродвигателя 465 В (5,по табл. VII.1) и потерь напряжения в кабеле.

По напряжению на вторичной  обмотке выбираем автотрансформатор  и определяем положение клемм (перемычек) с учетом напряжения в сети, подводимого  к первичной обмотке.

 

                                           U’2=Uсет/Uном*U2             [5,стр.144]        (17)

 

где Uсет- действительное напряжение сети по вольтметру, В;

     Uном - номинальное напряжение в сети, В;

      U2 - напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора для данной отпайки, В

Для электродвигателя ПЭД-35-123 с напряжением 465В требуется напряжение

 во вторичной обмотке автотрансформатора с учетом потери в кабеле

(465 + 59) = 524 В. Этому требованию  удовлетворяют автотрансформаторы  АТС-30/0,5 с пределами регулирования напряжения во вторичной обмотке от 510 до 682 В (5, по прил. 20 [18]).

 

8) Определение удельного  расхода электроэнергии, приходящейся  на 1 т добытой жидкости

Расход электроэнергии на 1 добытой жидкости.

 

                        Э = 2,73*Н*10-3/ηоб, кВт*ч/т,              [5,стр. 144]           (18)

 

где Н = 650 м — высота подачи жидкости; ηоб - общий к.п.д. установки

 

                         ηоб=ηтр*ηн*ηдв*ηк*ηав                       [5,стр. 144]           (19)

 

где ηтр= 0,96 – к.п.д. труб;

     ηн = 0,5-  к.п.д. насоса;

      ηдв= 0,73- к. п. д. двигателя при неполной его загрузке;

      ηк = 0,83- к.п.д. кабеля, который в зависимости от сечения, длины, силы тока и температуры изменяется от 0,7 до 0,95;

     ηав = 0,96 - к. п. д. автотрансформатора.

 

                ηоб=0,96*0,5*0,73*0,83*0,96=0,28

 

Удельный расход электроэнергии по формуле (14) составит

 

               Э=2,73*650*10-3/0,28=6,36 кВт*ч/т

 

Расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости на 1 м.

                     Э’ = 2,73/ ηоб                              /5,стр. 145/                 (20)

 

                            Э’=2,73/0,28 = 9,75 Вт*ч/т*м.

 

2.9 Установление оптимальной  глубины в скважину УЭЦН

 

Практика показывает, что в некоторых случаях центробежные электронасосы спускают в скважину на необоснованно большую глубину. Наивыгоднейшая глубина спуска насоса должна соответствовать зоне оптимального содержания газа в жидкости при увеличенных ее отборах из скважин.

Для расчета глубины  спуска насоса можно воспользоваться  следующей упрощенной формулой:

 

 

                           H _СП = Н дин + р пр – р зат  

                                                        Риg                                                   (21)

 

 

где H _СП  — глубина спуска насоса, м;

       H_дин — динамический уровень жидкости в скважине, м;

      р_пр — давление на приеме насоса Па

       р_пр определяется с учетом обводненности и газонасыщенности нефти по специальному графику  (рисунок VII.5);  

       р_зат — затрубное давление Па; р_н — средняя плотность нефти, кг/м³.

Исходные  данные

 Н_сп = 1500 м. Динамический уровень

 Н_днн = 200 м; затрубное давление

р_зат = 1 МПа; газонасыщенность j= 10%;

обводненность нефти  п = 20%

средняя четность нефти р_н = 848 кг/м³.

Определить  оптимальную глубину спуска насоса. Пользуясь графиком (см. рисунок VII.5), найдем (для j =• 10 и п = 20%) давление на приеме насоса р пр= 4,7 МПа.

Оптимальную глубину спуска насоса определим по формуле (VI 1.10)

= 644 м.

 

                              Н СП = 200 + (4.7 -1) 10⁶ = 644 м

                                                         848*9,81

 

    Расчет показал,  что фактическая глубина спуска насоса (1500 м) значительно завышена. В скважину спущено 856 м лишних насосно-компрессорных труб и токопроводящего кабеля.

 

 

2.10 Выбор технологии защиты НПО от коррозии

 

 

Защита от коррозий и  парафиноотложений 

Нефтегазовые   месторождения   ТПП   "Урайнефтегаз" 000 "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" эксплуатируются  более 30 лег. В настоящее время  большинство из них находится  на поздней стадии разработки, характеризуемой высокой обводненностью добываемой продукции. С увеличением обводненности возрастают коррозионная агрессивность пластовой жидкости, вероятность разрушения нефтепромыслового оборудования систем сбора и подготовки, поддержания пластового давления.

Агрессивность добываемой среды в первую очередь зависит  от агрессивности пластовых вод, содержащих углекислый газ, сероводород  биогенного происхождения, и сточных  вод, содержащих также растворенный кислород. Для вод месторождений, разрабатываемых ТПП "Урайнефтегаз" , характерно значительное содержание карбонатов, что затрудняет процессы сбора и подготовки скважинной продукции, защиты трубопроводных систем от коррозии.

Динамика содержания углекислого газа и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в составе подтоварной воды свидетельствует о росте бактериальной зараженности и увеличении углекислого газа в попутно добываемых водах ТПП "Урайнефтегаз".

С увеличением коррозионной активности промысловых жидкостей возрастает актуальность проблемы высокоэффективной противокоррозионной защиты. Существуют различные методы противокоррозионной защиты, которые можно разделить на два основных вида .

1) Технологические мероприятия, направленные на создание и поддержание в трубопроводах определенной гидронамической структуры потока жидкости путем изменения конструкции отдельных участков (изменение диаметра трубопровода, увеличение его загрузки подключением новых кустов).

2) Специальные методы, включающие применение покрытий, коррозионно-стойких металлов и сплавов, электрохимическую защиту, ингибиторную защиту и др.

В ТПП "Урайнефтегаз" наряду с технологическими было опробовано множество специальных методов. Наибольшееприменение получил метод ингибиторной защиты, эффективность которого может превышать 80 %. Данная защита с использование ХПК-002, ХПК-002 (М, Ф) производства ЗАО «Когалымский завод  химреагентов» выполнена на более чем 550 км труб личного назначения. Охват ингибиторной защитой трубы и объем применяемых реагентов с каждым годом растет. Приводит к значительным затратам на приобретение, транспортную качку ингибиторов коррозии.

В поисках более экономичного способа защиты от 2005 - 2006 гг. в ТПП "Урайнефтегаз" провели комплект  промышленных испытаний метода магнитной активации жидкости для снижения ее коррозионной активности

Перекачка по трубопроводам  водных систем, содержащих растворенные соли, представляет собой перенос электрических зарядов - положительно и отрицательно

На движущиеся в магнитном  поле заряженные частицы действует сила Лоренца, направленная перпендикулярно направлению их движения. При движении ионов по трубе под действием магнитного поля положительные и отрицательные ионы смещаются в противоположенные стороны. Полярные негидратированные молекулы воды в магнитном поле ориентируются вдоль заряженных ионов гидратированных солей.

Это снижает степень  гидратации ионов и растворимость газов, приводит к выпадению солей и образованию зародышей кристаллов. Магнитная обработка наиболее значительно снижает гидратацию слаборастворимых солей УМЖ на трубопроводах протяженностью 9  и 14,2 км  соединении, таких как сероводород, углекислота, ионы которых определяют скорость коррозии внутренней поверхности внутрипромысловых трубопроводов.

Для оценки возможности  снижения коррозионной активности путем магнитной обработки Инжиниринговой компанией "ИНКОМП-НЕФТЬ" были проведены испытания по определению скорости коррозии стали 20 в водных растворах с различным ионным составом. Влияние постоянного магнитного поля на поведение стали 20 в минерализованной воде, содержащей ионы Н5+, С1+, НСО"₃, 50₄²" и ОН", исследовали с помощью потенциостата типа ЕР20А электрохимическим методом. Последний основан на снятии поляризационных кривых для металла, контактирующего с высокоминерализованными водами до и после магнитной обработки, а также на последующем анализе изменения катодных и анодных участков этих кривых. Поляризационные измерения и обработку полученных данных проводили по известным методикам [4], дополняя их расчетом степени защиты металла от коррозии при магнитной обработке. Результаты электрохимического исследования показали (рисунок 2), что наибольшая эффективность достигается при магнитной обработке минерализованной воды, содержащей сульфидионы и карбонатионы.

На основе полученных данных ПК "ИНКОМП - НЕФТЬ" изготовила установки магнитной обработки жидкости (УМЖ). Параметры аппаратов типа УМЖ для конкретных сред определялись в лабораторных условиях. Установка состоит из корпуса, в котором закреплен внутренний магнитопровод. На внутренней поверхности корпуса и наружной поверхности магнитопровода закреплены постоянные магниты. На проточную часть установки нанесено полимерное антикоррозионное покрытие. Жидкость обрабатывается постоянным магнитным полем напряженностью 30-32 кА/м, линии которой перпендикулярны потоку. Установки магнитной обработки испытывались на двух низконапорных водоводах различной протяженности и диаметров при разном месторасположении УМЖ. Эффективность магнитной обработки контролировали по результатам замеров скорости коррозии гравиметрическим методом, а также по изменению состава подтоварной воды.