Методичексое указание по подбору УЭЦН (Снарев А.И.)

3.ВЫБОР МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ (ЭЦН)
3.1. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
Установки ЭЦН являются основным видом нефтедобывающего
оборудования. Если в 1960 г. Ими добывалось 9,3 млн. т нефти, то уже в 1980
г. – около 200 млн. т при 19% фонда скважин.
Основным фактором широкого применения УЭЦН является установка
привода в скважине около насоса, что ликвидировало длинный узел связи
между ними и позволило снять ограничение на передачу мощности насосу.
3.1.1. ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ
В настоящее время полезная мощность ЭЦН составляет от 14 до 120
кВт против 40 кВт у штанговых насосов. Промышленностью выпускаются
насосы для отбора до 1000 м3/сут жидкости при напоре 900 м (таюл.3.1 и 3.2).
Содержание в добываемой жидкости сероводорода – до 0,01 г/л; для
установок коррозионно-стойкого исполнения – 1,25 г/л; максимальное
содержание попутной воды – 99%, свободного газа на входе в насос – не
более 25% (по объему), а для установок с модулями-газосепараторами – 55%.
Максимальное содержание твердых частиц – 0,1 г/л, а для насосов в
износостойком исполнении – до 5 г/л.
Шифр: ЭЦН-5А-360-600 - электроцентробежный насос для обсадной
колонны 5 дюймов (диаметром 146 мм), подача – 360 м3/сут, напор – 600 м
вод.ст.(𝜌 = 1000кг/м3 ).
Диаметры эксплуатационных колонн в обозначении группы ЭЦН
соответствуют:
4 – обсадная колонна диаметром 127 мм с внутренним диаметром 112
мм;
5 - обсадная колонна диаметром 140 мм с внутренним диаметром 121,7
мм;
5А - обсадная колонна диаметром 146 мм с внутренним диаметром 130
мм;
6 и 6А - обсадная колонна диаметром 168 мм с внутренним диаметром
144,3 и 148,3 мм соответственно.
В соответствии с группами ЭЦН диаметры корпусов насосов
составляют 86 мм, 92 мм, 103 мм, 114 мм и 137 мм. Внутренний диаметр
корпусов насосов соответственно равен 74 мм, 80 мм, 90 мм, 100 мм и 120
мм.
В последнее время промышленностью освоен выпуск насосов в
модульном исполнении [17], что позволяет более точно подобрать насос для
широкого диапазона параметров скважин. В этом случае в обозначение
насоса вводится буква «М». Предусмотрено изготовление 55 типоразмеров
ЭЦНМ.
3.1.2. ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ
Для привода погружных центробежных электронасосов применяется
малозаполненный погружной трехфазный асинхронный электродвигатель
переменного тока с короткозамкнутым ротором и синхронной частотой
оборотов 3000 в мин. Электродвигатели изготавливаются диаметрами 96,
103, 117, 123 и 138 (130) мм, что позволяет компоновать их соответствующей
группой насосов 4, 5, 5А, 6, 6А и опускать в соответствующую
эксплуатационную колонну с зазором 5-20 мм.
Всего предусмотрено 15 типоразмеров погружных электродвигателей
[7] мощностью от 14 до 125 кВт. Большие мощности и малые диаметры
вызывают необходимость иметь большую длину электродвигателя до 8,2 м.
Для предотвращения попадания пластовой жидкости из скважины
корпус электродвигателя выполняется герметичным и его заполняют маслом
ПЭД с высоким пробивным напряжением. Масло служит одновременно
смазкой для подшипников скольжения электродвигателя.
Трансформаторное масло для лучшего охлаждения и смазки опор
циркулирует. Оно поднимается по пустотелому валу к турбинке и
нагнетается ею в полость над статором двигателя. Отсюда оно идет по
зазорам между статором и ротором и по пазам в статорном железе, отводя
тепло от перегретых деталей и вынося продукты износа из подшипников.
Обозначения: ПЭД-20-103 – погружной электродвигатель; 20 –
номинальная мощность, кВт; 103 – наружный диаметр, мм.
Теплостойкость изоляций проводов обмотки электродвигателей
ограничена 130-160оС, поэтому температура добываемой жидкости в
скважине не должна превышать 50-80оС в зависимости от конструкции
двигателя и применяемых материалов.
В настоящее время разработаны и начинают широко внедряться
погружные электродвигатели для привода насосов в модульном исполнении.
Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости с
температурой до 110оС и гидродинамическим давлением до 20 Мпа.
Обозначения: ПЭДУСК-90-117В5 – погружной электродвигатель
унифицированный, С – секционный, К – коррозионностойкий
(отсутствующие буквы - нормальный); 90 – полезная (номинальная)
мощность, кВт; 117 – диаметр корпуса, мм; В5 – климатическое исполнение
и категория размещения [17].
3.1.3. КАБЕЛЬНАЯ ЛИНИЯ
К погружному электродвигателю от трансформатора по кабельной
линии подводится электроэнергия. Кабельная линия состоит из основного
кабеля круглого сечения и срощенного с ним плоского кабеля с муфтой
кабельного ввода, обеспечивающей герметичное соединение кабельной
линии с электродвигателем.
В качестве основного кабеля могут использоваться круглые кабели
КРБК, КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭП,
КФСБ; в качестве удлинителя – плоские кабели КПБП или КФСБ.
Кабель марки КРБК состоит из трех жил, каждая из которых скручена
из медных проволок и обжата диэлектрической резиной. Три изолированные
жилы заключены в общий нефритовый нефтестойкий шланг. На шланг
накладываются маслостойкая ткань и оплетка из хлопчатобумажной пряжи и
лавсана. На оплетку наложена стальная оцинкованная ленточная броня.
Допустимая температура окружающей среды - +90оС и давление пластовой
жидкости – до 10 Мпа.
Кабели КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией высокого давления
предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до
+110оС и давлении пластовой жидкости 35 Мпа [17].
Кабели КФСБК и КФСБ с фторпластовой изоляцией предназначены
для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160оС и
давлении пластовой жидкости до 35 Мпа.
В промежутках между основными изолированными жилами круглых и
плоских кабелей могут располагаться изолированные жилы меньшего
сечения.
Плоский кабель КФСБ состоит из медных изолированных полиамиднофторпластовой пленкой жил в изоляции из фторпласта и оболочки из свинца,
а также подушки и брони. В качестве брони плоских кабелей используется
холоднокатаная отожженная медная лента. В связи с более низкой
механической прочностью медной ленты по сравнению со стальной
использование плоских кабелей в качестве основных оправдано только в
исключительных случаях (малый зазор и др.) или допускается использование
плоских кабелей со стальной броней.
Допустимая плотность тока, определяющая применяемость кабеля,
составляет [17]:
 для кабелей с резиновой изоляцией i=2.5-2.7 a/мм3;
 для кобелей с полиэтиленовой и термоэластоиластовой изоляцией i=5
a/мм2;
 для кобелей с фторпластовой изоляцией i=7 a/мм2.
3.1.4. ВЫБОР НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их
пропускной способностью и возможностью совместного размещения в
скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр
НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в
трубах должна быть в пределах 𝑉𝑐𝑝 = 1,0 − 1,6 м/с, причем меньшее
значение берется для малых дебитов. Исходя из этого определяют площадь
внутреннего канала НКТ, м2,
𝐹вн =
𝑄
(3.1)
86400∙𝑉𝑐𝑝
и внутренний диаметр, см,
𝑑вн = √
𝐹вн ∙104
0,785
,
(3.2)
где 𝑄 – дебит скважины, м3/сут; 𝑉𝑐𝑝 – выбранная величина средней скорости.
Исходя из ближайшего внутреннего диаметра выбирается стандартный
диаметр НКТ. Если разница получается существенной, то корректируется
𝑉𝑐𝑝 :
𝑉𝑐𝑝 =
𝑄
86400∙𝐹вн
(3.2’)
,
где 𝐹вн – площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ.
Диаметр НКТ также может быть определен по кривой потерь в
насосных трубах для заданного дебита и выбранного КПД труб не ниже 0,94.
3.1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО НАПОРА ЭЦН
Необходимый напор определяется из уравнения условий
характеристики скважины
𝐻𝑐 = ℎст + ∆ℎ + ℎтр + ℎг + ℎ𝑐 ,
(3.3)
𝐻𝑐 = ℎст + ∆ℎ + ℎтр + ℎбуф ,
(3.3’)
или по формуле
где ℎст – статический уровень жидкости в скважине, м; ∆ℎ - депрессия, м;
ℎтр – потери напоры на трение в трубах; ℎг – разность геодезических отметок
сепаратора и устья скважины; ℎ𝑐 – потери напора в сепараторе; ℎбуф – потери
напора на буферное давление.
Депрессия определяется при показателе степени уравнения притока,
равном единице:
∆ℎ =
𝑄∙106
𝐾∙𝑝ж ∙𝑔
,
(3.4)
где 𝐾 – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут∙Мпа; 𝑝ж – плотность
жидкости, кг/м3; 𝑔 = 9,81 м/с2 .
Потери напора на трение в трубах, м, определяются по формуле
ℎтр = 𝜆
2
(𝐿+𝐼)𝑉ср
𝑑вн 2𝑔
,
(3.5)
где 𝐿 глубина спуска насоса, м,
𝐿 = ℎст + ∆ℎ + ℎ;
(3.6)
ℎ - глубина погружения насоса под динамический уровень; 𝐼 – расстояние от
скважины до сепаратора, м; 𝜆 – коэффициент гидравлического
сопротивления.
Коэффициент 𝜆 определяют в зависимости от числа 𝑅𝑒 и
относительной гладкости труб 𝐾𝑠 :
𝑅𝑒 =
𝑉𝑐𝑝 ∙𝑑вн
𝑣
,
(3.7)
где 𝑣 – кинематическая вязкость жидкости, м2/с;
𝐾𝑠 =
𝑑вн
2∙∆
,
(3.8)
где ∆ -шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязненных
отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм.
По графику находят значение 𝜆. Другим способом определения 𝜆
является вычисление ее по числу Рейнольдса, независимо от шероховатости:
𝜆=
64
𝑅𝑒
,
(3.9)
если 𝑅𝑒 < 2300;
𝜆=
0,3164
𝑅𝑒 0,25
,
(3.10)
если 𝑅𝑒 > 2300.
Потери напора на преодоление давления в сепараторе
ℎ𝑐 =
𝑃𝑐
𝜌ж 𝑔
,
(3.11)
где 𝑃𝑐 – избыточное давление в сепараторе. Аналогично (3.11) вычисляются
потери напора на буферное давление.
Подставляя вычисленные значения ∆ℎ, ℎтр и ℎ𝑐 и наперед заданные ℎст
и ℎг в формулу (3.3), найдем величину необходимого напора для данной
скважины.
3.1.6. ВЫБОР ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА
Подбор насоса для заданной подачи, необходимого напора и диаметра
эксплуатационной колонны скважины производят по характеристикам
погружных центробежных насосов. При этом необходимо иметь в виду, что в
соответствии с характеристикой ЭЦН напор насоса увеличивается при
уменьшении подачи, а КПД имеет ярко выраженный максимум.
Поскольку характеристики на конкретные типоразмеры ЭЦН часто
отсутствуют, то целесообразно по заданным трем точкам рабочей области
построить участок характеристики для точного определения напора ЭЦН.
Для учета вязкости реальной жидкости (более 0,03-0,04 см2/с) и
пересчета характеристики ЭЦН следует воспользоваться известными
методиками пересчета.
Для совмещения характеристик скважины и насоса применяют два
способа.
1. На выкиде из скважины устанавливают штуцер, на преодоление
дополнительного сопротивления которого расходуют избыточный
напор насоса ∆Н = Н − Нс . Однако этот способ прост, но
неэкономичен, так как снижает КПД насоса и установки в целом.
2. Второй способ предусматривает разборку насоса и снятие лишних
ступеней или подбор модульных насосов. Этот способ трудоемкий, но
наиболее экономичный, так как КПД насоса не изменяется.
Число ступеней, которое нужно снять с насоса для получения
необходимого напора, равно
∆𝑧 = [1 −
𝐻𝑐
𝐻
] 𝑧,
(3.12)
где 𝐻 – напор насоса по его характеристике, соответствующий дебиту
скважины; 𝐻𝑐 – необходимый напор скважины; 𝑧 – число ступеней насоса.
3.1.7. ВЫБОР ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ
Необходимую (полезную) мощность двигателя, кВт, определяют по
формуле
𝑁𝑛 =
𝑄∙𝜌ж ∙𝑔∙𝐻𝑐
86400∙1000∙𝜂н
=
𝑄∙𝜌ж ∙𝐻𝑐
86400∙102∙𝜂н
,
(3.13)
где 𝜂н – КПД насоса по его рабочей характеристике; 𝜌ж – наибольшая
плотность откачиваемой жидкости.
Учитывая, что КПД передачи от двигателя до насоса (через протектор)
составляет 0,92-0,95 (подшипники скольжения), определим необходимую
мощность двигателя:
𝑁н = 𝑁𝑛 /0,92.
(3.14)
Ближайший больший по мощности типоразмер электродвигателя
выбираем с учетом диаметра эксплуатационной колонны.
Запас мощности, который необходим для преодоления высоких
пусковых моментов УЭЦН, выбираем в пределах 10%.
3.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОГРУЖЕНИЯ НАСОСА
ПОД ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ
Наиболее затруднительным является определение глубины погружения
насоса ℎ под динамический уровень при наличии значительного газового
фактора.
Этому вопросу посвящены труды многих исследователей. Нашей задачей
является получение упрощенной методики расчета этой величины. Глубина
погружения насоса ℎ под динамический уровень входит составной частью в
формулу (3.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (3.5).
Недостаточное погружение насоса под динамический уровень, где уже
появляется в значительных количествах свободный газ, приводит к
снижению подачи насосом жидкости или к срыву подачи при блокировке
ЭЦН газовым пузырем.
Наоборот, чрезмерное погружение насоса под динамический уровень
приводит к росту давления и температуры, снижающих эксплуатационные
характеристики кабеля и электродвигателя, к интенсивному поступлению
песка в насос при небольшом расстоянии от забоя и неоправданному
увеличению длины НКТ и кабеля. В технических характеристиках ЭЦН
свободное газосодержание 𝛽 на приеме не превышает 0,25. Глубина
погружения под динамический уровень, м,
ℎ=
(Рпр −Рз )∙106
𝜌см ∙𝑔
.
(3.15)
Здесь Рпр – давление на приеме насоса, Мпа; Рз – давление в затрубном
пространстве, Мпа; 𝑔 – ускорение свободного падения; 𝜌см – плотность
водогазонефтяной смеси, кг/м3,
𝜌см = [𝜌Н (1 − 𝑛) + 𝜌𝐵 𝑛](1 − 𝛽) + 𝜌г 𝛽,
где 𝜌Н , 𝜌𝐵 , 𝜌г – плотность нефти, воды и газа соответственно; 𝑛 –
обводненность; 𝛽 – газосодержание на приеме.
(3.16)
Обычно давление на приеме Рпр определяют по специальной методике
или по графикам [29], где учитывается истинное газосодержание a и
обводненность n продукции скважины. Предполагая, что на глубине спуска
насоса отсутствует скольжение газовой фазы относительно жидкостной,
можно приравнять a к 𝛽. График изменения Рпр от газосодержания и
обводненности .
Другую, более точную на наш взгляд, аналитическую зависимость Рпр
можно получить из работы [16], где можно учесть не только обводненность и
газосодержание, но и температуру на забое, объемный коэффициент нефти,
сжимаемость и коэффициент сепарации газа:
Рпр =
(Г−𝑉рг )(1−𝜎)Р0 𝑍𝑇(1−𝑛)(1−𝛽)
𝛽𝑇0 [1+(𝐵𝑛 −1)(1−𝑛)]
(3.17)
где Г – газовый фактор; 𝑉рг – объем растворенного газа; 𝑛 – обводненность
продукции скважины; 𝜎 – коэффициент сепарации газа; 𝑇0 , 𝑇 – температура
на устье и на приеме насоса в скважине соответственно; Р0 = 0,1033 МПа –
давление на устье; 𝑍 – коэффициент сжимаемости газа; 𝐵𝑛 – объемный
коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.
Для нахождения коэффициента сжимаемости газа 𝑍 воспользуемся
графиками, предварительно определив псевдокритическое давление и
температуру.
Объемный коэффициент нефти определяется по формуле
𝐵н = 1 + 𝜆н Г + 𝑎н (𝑡пл − 20) − 𝛽н Рпл
(3.18)
Здесь 𝛽н = 6,5 ∙ 10−4 1/МПа – коэффициент сжимаемости нефти; 𝑎н –
температурный коэффициент, при 0,86 ≤ 𝜌н ≤ 0,96, 𝑎н = 10−3 (2,513-1,975);
𝜆н –безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения
объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию,
𝜆н = [4,3 + 0,858 𝜌г20 + 5,2 ∙ 10−3 (1 − 1,5 ∙ 10−3 Г)Г − 3,5𝜌н20 ] ∙ 10−3 , (3.19)
где 𝜌н20 – относительная плотность нефти при 20оС и атмосферном давлении
к плотности воды при 4оС; 𝜌г20 – относительная плотность газа; Г – газовый
фактор м3/м3; 𝑡пл , Рпл – пластовые температура, оС, и давление, Мпа,
соответственно.
Для упрощения нахождения 𝐵н минуя вычисления 𝜆н , можно
воспользоваться номограммой, учитывая, что точность определения 𝐵н при
этом значительно снижается.
3.2.1. РАБОТА ГАЗА ПО ПОДЪЕМУ ЖИДКОСТИ
Важным фактором, который необходимо учитывать при расчете
необходимого напора ЭЦН, является полезная работа по подъему жидкости в
трубах.
Высота поднятия жидкости расширяющимся газом может быть
определена из формул:
𝑋=
1
𝜌ж 𝑔
[Г − 𝑉р∙г ](1 − 𝑛)𝑃𝑜 𝜂𝐿𝑛
𝑃нас +𝑃𝑜
𝑃𝑦 +𝑃𝑜
,
(3.20)
где 𝑃нас – давление насыщения газа, Мпа; 𝑃𝑦 – давление на устье, Мпа; 𝜌ж –
плотность при термодинамических условиях сечения; 𝜂 = 0,65 при 0,2 < 𝜂 <
0,5.
Однако проведенные расчеты по этой формуле дают завышенные
результаты по сравнению с данными исследований П.Д.Ляпкова в
Туймазанефть.
Наиболее близкие результаты дают расчеты высоты подъема жидкости
газом по зависимости:
3
Рбуф
Нг = 1,575𝑑Г [1 − √ ] (1 − 𝑛),
Р
нас
(3.21)
где 𝑑 – внутренний диаметр труб, см; Рбуф = 𝑃𝑦 – давление на устье
(сепараторе).
При определении необходимого напора ЭЦН (формула (3.3)) из него
следует вычитать высоту подъема жидкости газом, однако необходимо при
этом учитывать изменение газового фактора, обводненности и давления
насыщения во время межремонтного периода работы установки ЭЦН.
3.3. ВЫБОР КАБЕЛЯ, ТРАНСФОРМАТОРА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ УЭЦН
3.3.1. ВЫБОР КАБЕЛЯ
Сечения жилы кабеля выбирают по номинальному току
электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:
𝐼
𝑆= ,
(3.22)
𝑖
где 𝐼 – номинальный ток электродвигателя, A; 𝑖 – допустимая плотность тока,
A/мм2.
При выборе кабеля следует учитывать температуру и давление
окружающей среды, допустимое напряжение.
Если в добываемой жидкости имеется растворенный газ, предпочтение
следует отдать кабелю с полиэтиленовой и эластопластовой изоляцией, так
как она не поглощает растворенной в нефти газ и не повреждается им при
подъеме на поверхность. При наличии в скважине коррозионно-активных
агентов предпочтение отдают кабелю с фторпластовой изоляцией.
Потери мощности в кабеле, кВт, определяются по формуле:
∆Рк = 3𝐼 2 𝑅 ∙ 𝐿к ∙ 10−3 ,
(3.23)
где 𝐼 – рабочий ток в электродвигателе, А; 𝐿к – длина кабеля, м; 𝑅 –
сопротивление кабеля, Ом/м,
1
𝑅 = 𝜌[1 + 𝛼(𝑡3 − 𝑡20 )] ,
𝑆
(3.24)
где 𝜌 = 0,0175 Ом ∙ мм2 /м – удельное сопротивление меди при 𝑡 = 0𝑜 𝐶; 𝛼 =
0,004 – температурный коэффициент для меди; 𝑡3 – температура на заборе у
приема насоса; 𝑆 – площадь поперечного сечения жилы кабеля.
Общая длина кабеля должна быть равна глубине спуска насоса плюс
расстояние от скважины до станции управления и небольшой запас на
ремонт кабеля:
𝐿к = 𝐿 + 𝑙 + 𝑙𝑝 .
(3.25)
3.3.2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА
Выбирать трансформатор (автотрансформатор) следует на соответствие
двух параметров – мощности и напряжения. Мощность трансформатора
должна быть
Ртр ≥
Рэд
𝜂эд
+ ∆Рк ,
(3.26)
где Рэд , 𝜂эд – полезная мощность и КПД электродвигателя соответственно;
∆Рк – потери мощности в кабеле. Для определения величины напряжения во
вторичной обмотке трансформатора найдем величину падения напряжения в
кабеле, В:
∆𝑈 = √3(𝑅к 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝑋𝑜 𝑠𝑖𝑛𝜑)𝐼𝐿к
(3.27)
где 𝑅к = 𝑅 ∙ 103 – активное удельное сопротивление 1 км кабеля, Ом/км; 𝑋𝑜 –
индуктивное удельное сопротивление кабеля (𝑋𝑜 = 0,1Ом/км ); 𝑐𝑜𝑠𝜑 –
коэффициент мощности электродвигателя; 𝑠𝑖𝑛𝜑 – коэффициент реактивной
мощности; 𝐿к – длина кабеля, км.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора должно быть равно
сумме рабочего напряжения электродвигателя и величины потерь
напряжения в кабеле:
𝑈тр = 𝑈эд + ∆𝑈.
(3.28)
3.3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАБАРИТНОГО ДИАМЕТРА УЭЦН И
СКОРОСТИ ДВИЖЕНИЯ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ
Габаритный диаметр насосного агрегата определяют в двух сечениях с
учетом того, что электродвигатель, насос и первые от насоса трубы
представляют жесткую систему, и их размещение в скважине должно
рассматриваться совместно.
В первом сечении учитываются диаметры электродвигателя насоса и
плоский кабель:
𝐷𝑚𝑎𝑥 =
𝐷эд
2
+
𝐷н
2
+ ℎк + 𝑆𝑥 ,
(3.29)
где 𝐷эд , 𝐷н – наружные диаметры электродвигателя и насоса соответственно;
ℎк – толщина плоского кабеля; 𝑆𝑥 – толщина хомута, крепящего кабель к
насосу.
Во втором сечении учитываются размер муфты НКТ и круглый кабель:
𝐴𝑚𝑎𝑥 =
𝐷эд
2
+
𝐷м
2
+ 𝑑к .
(3.30)
Должно быть, чтобы величина 𝐷𝑚𝑎𝑥 ≥ 𝐴𝑚𝑎𝑥 , в противном случае
первые над насосом 100-150 м НКТ устанавливают на типоразмер меньше
или устанавливают на этой длине плоский кабель.
Величина диаметрального зазора между эксплуатационной колонной и
𝐷𝑚𝑎𝑥 должна быть не менее 5-10 мм для эксплуатационных колонн
диаметром до 219 мм в неосложненных условиях для вертикальной
скважины.
Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении
электродвигателя определим по формуле
𝑉=
𝑄
,
2 −𝐷2 ]
86400∙0.785∙[𝐷вн
эд
(3.31)
где 𝐷вн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны; 𝑄 – дебит
скважины, м3/сут.
3.3.4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
УСТАНОВКОЙ ЭЦН
Важным энергетическим показателем работы УЭЦН является расход
электроэнергии на 1 т добываемой жидкости, кВт∙час/т, определяемый по
формуле:
Э = 2,73Н ∙ 10−3 /𝜂об ,
(3.32)
где Н – высота подъема жидкости из скважины, м; 𝜂об = 𝜂тр 𝜂н 𝜂дв 𝜂авт 𝜂к –
общий КПД установки.
По техническим данным оборудования определяются 𝜂тр – КПД труб;
𝜂н - КПД насоса; 𝜂дв - КПД электродвигателя; 𝜂авт – КПД
автотрансформатора или трансформатора; КПД кабеля 𝜂к можно определить
исходя из потерь мощности в кабеле:
𝜂к =
Рэд
Рэд +∆Рк
,
(3.33)
где Рэд – номинальная мощность электродвигателя; ∆Рк – потери мощности в
кабеле.