Установки погружных электроцентробежных насосов

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) служат для механизированной добычи нефти.

Подобрать УЭЦН Узнать больше об УЭЦН



Шаг 1. Сбор и анализ исходных данных.


Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные скважины.


1.1 Длинна скважины L, м – 2200

- это общая глубина от поверхности земли до дна скважины. Она показывает, насколько глубоко пробурили скважину. Эта величина постоянна для конкретной скважины (если, конечно, не было каких-то работ по углублению).



1.2 Глубина залегания пласта H, м – 1700

- это общая глубина от поверхности земли до начала залегания продуктивного пласта



<Здесь будут динамически генерироваться таблица диаметра обсадной колонны>


1.4 Требуемый дебит скважины Qпл, м³ /сут. – 270

Для нефтяных скважин диаметр эксплуатационной колонны зависит от суммарного дебита:

Малый дебит Средний дебит Высокий дебит Большой дебит Сверхвысокий дебит
менее 40 м³/сут. от 40–100 м³/сут. от 100–150 м³/сут. от 150–300 м³/сут. более 300 м³/сут.
114,3 мм 127,0 или 139,7 мм 139,7 или 146,1 мм 168,3 или 177,8 мм 177,8 или 193,7 мм
Min
<--Диапазон дебита скважины-->
Max


1.5 Плотность газожидкостной смеси, Pсм, кг/м³ – 880;
По плотности выделяют классы сырой нефти:
Суперлёгкая Сверхлёгкая Лёгкая Средняя Тяжёлая Сверхтяжёлая Другое значение
до 0,78 г/см³ 0,78–0,82 г/см³ 0,82–0,87 г/см³ 0,87–0,92 г/см³ 0,92–1 г/см³ более 1 г/см³ (битум) Ведите здесь значение
плотности нефти


1.6 Кинематическая вязкость нефти ν, м2/с – 2,2∙106
Незначительная вязкость Маловязкие С повышенной вязкостью Высоковязкие Сверхвязкие (СВН) Другое значение
μ < 1 мПа * с 1 мПа * с < μ < 5 мПа * с 5 мПа* с < μ < 25 мПа* с μ > 25 мПа* с μ > 30 мПа* с Ведите здесь значение
вязкости нефти


1.7 Пластовое давление, Pпл, МПа – 15


1.8 Давление насыщения, Рнас, МПа – 9


1.9 Буферное давление, Рб, МПа – 0,7


1.10 Затрубное давление, Рз, МПа – 1,2


1.11 Коэффициент продуктивности скважины Kпрод,м³ /МПа∙сут. – 48


1.12 Объемный коэффициент нефти B – 1,15


1.13 Обводенность продукции скважины n– 0,35


1.14 Газовый фактор G, 70 м3


1.15 Предельно-допустимое газосодержание на приеме насоса, Г – 0,1;


1.16 Температура газожидкостной смеси в пласте Тпл, ºС – 70


Температура пластовой жидкости, (С°)
Таблица теплостойкости насосов в зависимости от величины температуры пластовой жидкости.
Базовое исполнение насосов Теплостойкое исполнение насосов Особо теплостойкое исполнение насосов Другое значение
120 150 170 Ведите здесь значение
плотности нефти


1.17 Температурный градиент GТ, ºС/м – 0,02;


1.18 Содержание механических примесей, г/л


1.19 Содержание сероводорода и углекислого газа, г/л – до 0,01;


1.20 Скорость всплытия газовых пузырьков, Сп 0.02 м/с;
1.21 Максимальная микротвердость частиц, баллы по шкале Мооса;




Шаг 2. Определение требуемых параметров УЭЦН.





1.4 Группы конструктивных исполнений ЭЦН:
По категориям осложняющих факторов, влияющих на работу ЭЦН в скважинных условиях, все оборудование по конструктивному исполнению подразделяется на 5 групп согласно критериям:
№ Наименование характеристики Ваши данные по скважине (см. выше)
0 Условное обозначение: при обычном исполнении буквы не ставятся К И КИ КИД
1 Допустимая температура среды, °С N до 135 °С до 135 °С до 150 °С до 150 °С до 170 °С
2 Массовая концентрация твёрдых частиц, мг/л N 200 200 500 500 1000
3 Максимальная микротвердость частиц, баллы по шкале Мооса N до 5 баллов до 5 баллов до 7 баллов до 7 баллов до 7 баллов
4 Водородный показатель попутной воды, рН N 4,0-8,5 4,0-8,5 3,0-9,0 3,0-9,0 3,0-9,0
5 Содержание попутной воды, % N до 99 %
6 Концентрация сероводорода, г/л N до 0,01 г/л до 1,25 г/л до 0,01 г/л до 1,25 г/л до 1,25 г/л

Рекомендуемые условные обозначения и конструкция электроцентробежных насосов:

Расшифровка элементов условного обозначения ЭЦН ООО «Новые Технологии»

122ЭЦНКИД5А-400-1200Э ТУ3631-001-13979327-2011

0 2 1 X ЭЦН X X X 5А XXXX X X XXXX X /XX ТУ3631-001-13979327-2011
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Конструктивное исполнение: Конструктивное исполнение: Материал рабочих ступеней: Электроприводной центробежный насос Коррозионноизносостойкое исполнение проточной части насоса: Двухопорное исполнение рабочих органов: Группа габаритных размеров установки: Номинальная производительность, м3/сут. Обозначение модернизированных насосов. Рабочие колеса с импеллерами. Номинальный напор, м. Эвольвентное межсекционное соединение валов. Коррозионностойкое исполнение корпуса. Технические условия.
Э – электроприводной;
Ц – центробежный;
Н – насос
ЭЦН помощь

Try scrolling the rest of the page to see this option in action.
Q – Номинальная подача, м3/сут
H – напор в метрах
ТУ – ТУ3631-001-13979327-2011

XLSX




Шаг 2.



Определение требуемых параметров УЭЦН. Расчёт напора (H):















Суммируем введённые данные по скважине.

    1. Дебит: 100 м³/сут.
    2. Глубина динамического уровня: 1000 м.
    3. Средняя плотность рабочей жидкости, (ρ): 850 кг/м³.
    4. Противодавление на устье, (P_устье:) 2 МПа.
    5. Температура пласта: 80 °C.
    6. Ускорение свободного падения, (g): 9.81 м/с²
    7. Потери напора на трение, (H): м
    8. НКТ диаметром 60 мм, длиной 1000 м
    9. Эквивалент_устьевого_давления, (P_устье / (ρ * g)), 240 м

    10. Напор, (H): 0 м





    Здесь будет результат поиска насосов ЭЦН согласно выбранного оптимального напора (H), м

    Список найденных насосов отображает содержимое в виде HTML-таблиц.

    Загрузка данных...
    <Здесь найденные насосы отобразятся в форме карт >

    Электроцентробежный насос XXXX-XXXXXX

    Производство

    Более подробная информация о выбранном насосе.
    <Здесь будут динамически генерироваться таблицы>

    Здесь будет график НРХ

    Здесь будет таблица НРХ

    <Здесь будут динамически генерироваться таблицы НРХ>

    Здесь будет таблица: Конструктивные особенности насосов

    <Здесь будут динамически генерироваться таблицы НРХ>