Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров УЭЦН

Сечение жилы кабеля выбирают по номинальному току электродвигателя, исходя из плотности i рабочего тока в этом кабеле:

, (3.22)

где I - номинальный ток электродвигателя, А; i - допусти­мая плотность тока, А/мм².

При выборе кабеля следует учитывать температуру и дав­ление окружающей среды, допустимое напряжение (табл. 3.5).

Если в добываемой жидкости имеется растворенный газ, предпочтение следует отдать кабелю с полиэтиленовой и эластопластовой изоляцией, так как она не поглощает растворен­ный в нефти газ и не повреждается им при подъеме на поверх­ность. При наличии в скважине коррозионно-активных аген­тов предпочтение отдают кабелю с фторопластовой изоляцией (табл. 3.5).

Потери мощности в кабеле, кВт, определяются по форму­ле [19,27]

(3.23)

где I - рабочий ток в электродвигателе, A; Lк - длина кабеля, м; R - сопротивление кабеля, Ом/м,

, (3.24)

где ρ = 0,0175 Ом·мм2/м - удельное сопротивление меди при t = 20°C; α = 0,004 - температурный коэффициент для меди; tз - 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:

. (3.25)

Выбирать трансформатор (автотрансформатор) следует на соответствие двух параметров: мощности и напряжения. Мощность трансформатора должна быть:

, (3.26)

где Рэд, ηэд - полезная мощность и КПД электродвигателя соответственно (табл. 3.3); ΔРк - потери мощности в кабеле. Для определения величины напряжения во вторичной об­мотке трансформатора найдем величину падения напряжения в кабеле [27], В:

, (3.27)

где Rк = R·10³ - активное удельное сопротивление 1 км ка­беля, Ом/км; Хо - индуктивное удельное сопротивление кабе­ля (Хо = 0,1 Ом/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 величине потерь напряжения в кабеле:

. (3.28)

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 [19].

В первом сечении учитываются диаметры электродвигате­ля насоса и плоский кабель:

, (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 учитывается размер муфты НКТ и круглый кабель:

, (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

, (3.31)

где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; Q - дебит скважины, м³/сут.

Важным энергетическим показателем работы УЭЦН явля­ется расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкос­ти, кВт·час/т, определяемый по формуле [19]

, (3.32)

где Н - высота подъема жидкости из скважины, м; ηоб = ηтр·ηн·ηдв·ηавт·ηк - общий кпд установки.

По техническим данным оборудования определяется 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:

, (3.23)

где Рэд - номинальная мощность электродвигателя; ΔРк -потери мощности в кабеле.

Задача 22. По параметрам эксплуатационной скважины и оборудованию выбрать кабель, трансформатор, определить габариты УЭЦН, скорость охлаждающей жидкости и удель­ный расход электроэнергии.

Дано: наружный диаметр эксплуатационной колонны - 140 мм;

размер НКТ - - 48 x 4 мм;

дебит скважины Q = 120 м³/сут;

динамический уровень hд = 1100 м;

тип насоса ЭЦН5-130-1200.

тип электродвигателя ПЭД-40-103;

глубина спуска насоса - 1400 м;

температура на приеме насоса - 50°С;

расстояние до станции управления - 100 м.

Решение. По табл. 3.3 определим основные характеристики двигателя: напряжение U = 1000 В, ток I = 40 А, КПД 72%, соsφ = 0,80. Температура окружающей среды - 55°С, скорость охлаждающей жидкости > 0,12 м/с.

По формуле (3.22) определим сечение жилы:

.

Учитывая, что в жидкости имеется растворенный газ, вы­берем кабель с полиэтиленовой изоляцией (табл. 3.5) КПБК З x 10 мм и КПБП 3 x 10 мм с рабочим напряжением 2500 В, допустимым давлением до 25 МПа и температурой до 90°С и размером 13,6 х 33,8 мм.

Длина кабеля (формула (3.25))

.

Сопротивление кабеля (формула (3.24))

.

Потери мощности в кабеле (по формуле (3.23))

Мощность трансформатора (по формуле (3.26))

Падение напряжения в кабеле (формула (3.27))

где cosφ = 0,80; φ = arccos = 36,87°; sinφ = 0,60.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора

Этому условию удовлетворяет трансформатор ТСБЗ-100 [7, табл. 20] с пределами регулирования во вторичной обмотке 900 - 1300 В и мощностью 84,5 кВт на отпайке 1200 В.

Определим габаритный размер Dmax (формула (3.29)):

Габаритный размер Amax с учетом НКТ

Внутренний диаметр 140 мм эксплуатационной колонны равен 122 мм, следовательно, минимальный зазор составит 122 - 112,1 = 10 мм, что допустимо.

Скорость движения охлаждающей жидкости в расположе­нии электродвигателя (формула (3.31))

.

Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения (0,12 м/с) по характеристике электродвигателя ПЭД-40-103.

Удельный расход электроэнергии определим по формуле (3.32). По исходным данным оборудования найдем

По формуле (3.33) получим

Тогда ηоб = 0,94·0,57·0,72·0,727·0,96 = 0,269. Удельный расход электроэнергии на 1 т добытой жидкости (формула (3.32))

.

Литература

1. Адонин А. Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М.: Недра,(1964. 263 с.

2. Аливердизаде К. О., Даниелян А. А. и др. Расчет и конструирование оборудования для эксплуатации нефтяных скважин. М.: Гостоптехиздат, 1959. 560 c.

3. Беляев Н. М. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1976. 603 с.

4. Бейзальман Р. Д., Ципкин Б. В. Подшипники качения: Справочник. 5-е изд. М.: Машиностроение, 1967. 391 с.

5. Богданов А. А. Погружные центробежные электронасосы для добы­чи нефти. М.: Недра, 1968. 272 с.

6. Биргер И. А., Шорр Б. Ф. и др. Расчет па прочность деталей машин: Справочник. М.: Машиностроение, 1979. 702 с.

7. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.

8. ГОСТ 633—80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Тех­нические условия. М., 1980.

9. ГОСТ 21425—75. Соединения зубчатые (шлицевые) прямобочные. 10. Журавлев В. Н., Николаева О. И, Машиностроительные стали: Спра-вОЧНИК. М|: Машиностроение, 1981. 391 с.

11. Ивановский Н. Ф. Определение моментов сопротивления и динамиче­ского нагружения при запуске погружных центробежных насосов//Нефтя­ное хозяйство. 1965. № 11.

12. Казак А. С., Росин И. И., Чичеров Л, Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1973.

13. Методика по определению динамических нагрузок на валу при за­пуске насоса. М;, 1964. 41 с.

14. Молчанов Г. В., Молчанов А. Г. Машины и оборудование для до­бычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. 464 с.

15. Молчанов А. Г., Чичеров В. Л, Нефтепромысловые машины и меха­низмы. М.: Недра, 1983, 308 с.

16. Нагула В. Д., Быков О. В. Влияние свободного газосодержания у приема ЭЦН на его работу в промысловых условиях//Нефтепромысловое дело. 1984. № 10.

17. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/Под ред. Е. И. Буха­ленко. М.: Недра, 1990. 559 с.

18. Расчет погружных центробежных электронасосов на прочность: Ме­тод, указ, к выполнению курсовых и дипломных проектов / Куйбыш. поли-техн ин-т; Сост. А. И. Снарев, И. М. Седова. Куйбышев, 1990. 36 с.

19. Оркин. К. Г., Юрчук А. М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.

20. Сароян А. Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. М.: Недра, 1979. 231 с.

21. Саркисов Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. М.: Недра, 1971.

22. Справочное руководство по проектированию разработки и: эксплуа­тации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Ги-матудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983. 463 с.

23. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуа­тации нефтяных месторождений. Добыча нефти/Под общ. ред. Ш. К. Ги-матудинова. М.: Недра, 1983. 455 с.

24. Чичеров Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983, 312 с.

25. Чичеров Л. Г., Молчанов Г. В., Ивановский Н. Ф. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987. 422

26. Щуров В. И., Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983.

27. Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974. 28 Юрчук А. М., Истомин А. 3; Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1979.

28. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974.

* В формуле (1.2) учет веса отводящих манифольдов Рм применяется с коэффициентом 3, так как работает на растяжение лишь ~ 1/3 шпилек фланца.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: