Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ДИплом.docx
Скачиваний:
205
Добавлен:
09.03.2016
Размер:
5.77 Mб
Скачать

3.3 Оптимальные условия эксплуатации уэцн

  1. Содержание воды в добываемой продукции не более 99 %.

  1. Содержание механических примесей не более:

  • для насосов обычного исполнения – 0,1 г/л;

  • для насосов износостойкого исполнения – 0,5 г/л.

  1. Содержание сероводорода не более:

  • для насосов обычного исполнения – 0,01 г/л;

  • для насосов износостойкого исполнения – 1,25 г/л.

  1. Максимальное объемное содержание газа на приеме насоса не более:

  • для установок без газосепаратора – 25 %;

  • для установок с газосепаратором – 55 %.

  1. Микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу.

  2. Водородный показатель для насосов коррозионностойкого исполнения 6–8,5.

  3. Температура перекачиваемой жидкости не более 90 0С.

  4. Минимальное допустимое снижение изоляции системы “кабель-ПЭД” – 0,03 МОм.

  5. Темп набора кривизны не более:

  • в зоне прохождения УЭЦН – 12 '/м;

  • в зоне работы УЭЦН – 18 '/ м.

  1. Зенитный угол в зоне работы УЭЦН не более – 400.

Выводы

Установки погружного электроцентробежного насоса можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование. применение УЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. УЭЦН не требует постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными УЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи.

4 Расчетная часть

4.1 Выбор типоразмера и глубины спуска уэцн в скважину

Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции.

Составляем таблицу исходных данных.

Таблица 6 - Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции.

№п/п

Наименование параметра

Единица измерения

Символ

Значения

1

Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны

МПА

Рпл

24,6

2

Температура продукции у верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта

К

Тф

357

3

Геотермический градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной

К/м

G

0,030

4

Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра

М

Нф

2435

5

Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью

Град

13

6

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН

М

Dэк

0,152

7

Коэффициент продуктивности скважины

м3(сут*Мпа)

К

21,2

8

Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности

Безразмер-ная

0,5

9

Давление в выкидной линии скважины

Мпа

Рл

1,5

10

Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины)

м3

Qжсу

0,0015

11

Внутренний диаметр колонны НКТ

м

Dнкт

0,062

12

Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ

м

Кэ

15*10-6

13

Давление насыщения нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта

МПа

Рнас

11,8

14

Газовый фактор нефти

м3/ м3

Гн.нас

70

15

Плотность попутного газа при СУ

кг/ м3

гсу

1,2

16

Объемная доля азота в попутном газе

м3/ м3

Уа

0,025

17

Плотность нефти при СУ

кг/ м3

нсу

869

18

Плотность технологической жидкости для глушения скважины

кг/ м3

тж

1180

19

Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ

м3/ м3

всу

0,30

20

Плотность попутной воды при СУ

кг/ м3

всу

1011

21

Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде

м33* МПа)

г

0,15

22

Постоянные количества газа растворенного в нефти при ТПЛ

-

-

18,197

0,394

23

Постоянные объемного коэффициента нефти

при ТПЛ

-

-

1,103

0,0199

24

Постоянные плотности насыщенной растворенным газом при ТПЛнефти

-

-

m

n

819,53

0,089

25

Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при ТПЛнефти.

-

-

m

n

0,054

0,199

1. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [2]:

Рзаб = Рпл – 86400*(МПа)

2. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл, где Рл – давление в выкидной линии скважины, и кривую bг(Lэк) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.

3.Разбиваем интервал давлений Рзаб – Рл на 6 ступений, руководствуясь следующими рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность DР1 = Рзаб – Рнас, за DР2, DР3и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:

1= Рзаб – Рнас = 18,66 – 11,8 = 6,66;

2= 2,5; DР3= 1,0; DР4=0,75;DР5=0,5 и DР6=0,25.

4.Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по уравнению (95) : ; получаем значения в МПа: Рср1=15,33;

Рср2= 10,75; Рср3= 9,0; Рср4= 8,13; Рср5= 7,50; Рср6 = 7,13.

5.Вычисляем длины участков DLi(i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [2]. При расчете DL1учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому jг= 0. Расчет DL1ведем в следующем порядке:

  • находим по формуле (12) [2] среднюю плотность нефти rн1:

(кг/м3);

  • находим значение bн1по формуле (11):

  • вычисляем bвж1по (70):

  • вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Qг = 0, bв = 1,

S=/4*Dэк2= 3,14 / 4 *0,1522=0,0181 (м2):

wсм. 1 = 0,0015*[1,16*(1-0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);

  • вычисляем по (23) [2] значение первой критической скорости wкр1потока, учитывая, что Dг =Dэк =0,152 м :

(м/c);

  • определяем тип и структуру смеси. Так как bвж1=0,270 < 0,5 и wсм1<wкр1, согласно таблице 1 [2] смесь относится к типу Н/В и имеет капельную структуру;

  • находим в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны DL1, соответствующую перепаду давления DР1по (92), приняв приближенно jв1= bвж1,

jн1= 1-bвж1, rв1= rвсу= 1011 кг/м3 ;jн1= 1-bвж1 = 1 – 0,270 = 0,73,

(м);

  • вычисляем расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле (96) [2]:

(м);

  • вычисляем среднюю температуру потока на глубине L1по (63) [2]:

  • вычисляем по (33) [2] поверхностное натяжение sнвмежду нефтью и попутной водой, определив предварительно значения sвгпо (34) и sнгпо (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К :

  • вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что rв1= rвсуи что, согласно (17), wпр.н1=Qжсу*(1-bвсу)/S :

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): jв1= 1- jн1= 1- 0,397=0,603;

  • вычисляем по (92), пренебрегая членом с lсмi, значение DL1во втором приближении:

Переходим к расчету значения DL2. Поскольку Рср2= 10,75 < Рнас, на участке DL2 колонны в отличие от участка DL1 течет газожидкостная смесь, поэтому jг2 > 0 и значение его надо определить.

  • находим, как и при расчете DL1, значения: rн2= 663 кг/ м3; bн2= 1,15; bвж2= 0,273;

  • вычисляем объемные расходы нефти и воды: Qн2=0,0015* *(1-0,30)*1,15= = 0,00127 м3/с; QВ2=0,03*0,0015 = 0,00047 м3/с – величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять bв=1;

  • вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:

wН2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); wВ2 =0,00047 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

  • вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DР2, положив rн2= 663 кг/ м3; rв2= 1011 кг/ м3; jг 2 = 0, jн2 = jн1 = 0,397, jв2 = jв1 = 0,603:

;

  • вычисляем расстояние L2от устья до середины второго участка колонны по (96):

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L2по (63) [2]:

;

вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала по (57), (61), (59), (60) [2]:

По Рпр2и Тпр2выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Рпр2, Тпр2, находим:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) – значение z2:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение участка DL2по (79), положив Кс=0, Кфнфв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем aг, поскольку bвсу Ј0,65, и подставив вместо Гнего выражение из (10):

вычисляем значение приведенной скорости газа:

wпр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004 м/с;

вычисляем скорость смеси по (17):

wсм = Swпр.ф= 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;

находим значение первой критической скорости wкр1:

(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как bвж2 <0,5 и wсм2< wкр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково – капельную структуру;

вычисляем значения поверхностного натяжения между фазами:

вычисляем вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):

вычисляем истинную долю газа в смеси приняв в (36) sжг= sвг2,

mж= mв2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

, где sвг= 0,068 и mв= 0,0011,

тогда

вычисляем истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней фазой из двух жидкостей является нефть:

находим долю воды в жидкой части потока по (29): jв2= 1- jн2= 1- 0,443=0,557;

вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке :

jв= jвж*(1-jг) = 0,557*(1-0,013) = 0,550;

jн= jнж*(1-jг) = 0,443*(1-0,013) = 0,437;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,013 + 0,437 + 0,550 = 1,000;

вычисляем значение плотности попутного газа при Рср2, Т2по (56):

;

вычисляем длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):

вычисляем объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной колонны по (22):

Далее вычисляем значения DL3…DL6и bг3…bг6аналогично вычислению DL2 и bг2

Результаты расчетов кривых Р(Lэк) и bг(Lэк) представлены в приложении 1, в которой: - давление в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.;- расстояние от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине; Lb=0– расстояние от устья до середины участка, где bг=0; Lbi– расстояние от устья до середины i-го участка, где bг>0.

По значениям Рi, Lpiиз приложения 1 строим зависимость Р(Lэк) – линия 1 на рисунке 1, а по значениям bгi, Lb=0и Lpiстроим зависимость bг(Lэк) – линия 2 на том же рисунке.

Задаемся значением объемного расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15…0,25, т.к. всу< 0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние Lнот устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой 1 – давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Пустьгвх= 0,15. Тогда Lн= 1050 м и Рвх= 5,5 МПа.

Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Рвх= 5,5 МПа:

6.Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем по (93) значение (гвх)н, посколькуввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:

сопоставляем найденное значение с гвх= 0,277. Так как (гвх)н >гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

7. Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине Lн= 1050 м, принимая Кс=0. Так какввх<0,5, берем wдр.г= 0,02 м/с.

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п.4.7 [2, стр.28], будет Dсн=0,103 м.

Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

Вычисляем значение Кск:

Кс= Кск= 0,186.

8. Вычисляем по (75) [2] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ,

приняв Кфн= Кфв= 1:

методом последовательной итерации находим Рд.нас=10,562 с погрешностью 10-5

9 .Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(Lнкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (Lнкт= 0) до глубины Lн=1050 м, найденной в п. 3.4.

10. Расчет Р(Lнкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(Lэк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

11. Разбиваем перепад давлений Рд.нас– Ру = 10,562 – 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени:

Р1= 1,9;Р2= 2,1;Р3=2,3;Р4=2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Рср1=2,45; Рср2= 4,45; Рср3= 6,65; Рср4= 9,05.

Вычисляем значения н1 по (12), bн1по (11) ивж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

,

- вычисляем средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для 1-го участка НКТ:

Qн2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м3/с; QВ2=0,3*0,0015 = 0,00045м3

wН2 =0,00114 / 0,003018 =0,377 (м/с); wВ2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149 (м/с);

- вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду Р1, положивн1 =757 кг/м3;в1=1011 кг/м3,вж1=0,276,bн1= 1-вж1= 1-0,276 = 0,724; wг1= 0, wсм1= 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержаниемвж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем :

вычисляем расстояние от устья до середины участка L1:

Определяем приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67) величин Н, Сср,д,н, а такжевжнижн, используемых при вычислении Н.

Находим приближенно водосодержание в насосе по (70) при bн = bн.нас:

Вычисляем приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):

вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):

,

где Сн–средняя теплоемкость нефти, равная2000 Дж/(кг*К), Свсу – средняя теплоемкость пластовой воды, равная4380 Дж/(кг*К).

Значение д принимают равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А, имеютд= 0,81.

Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближенно величине:

Qжн=130*(1,103*120,0199*(1-0,27)+1*0,27) = 145,1 м3/сут.

Из справочника [2] находим ближайшую по подаче установку группы 5А – ЭЦН5А – 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта по (13):

Па*с

Но поскольку температура продукции в насосе ниже Тпли равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:

вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [2, рисунок 4, стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: нн 0,052 Па*с.

Так как вжн=0,270 <0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):

Па*с

Находим по (73) значение параметра В, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:

Так как В< 47950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:

Теперь по (67) находим:

Вычисляем по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L1 = 120,3 м :

Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине Lнкт1=120,3 м, аналогично как в п.1.2.3 [2]:

Находим zупо соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62) :

,

а по (58) – значение z2:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без слагаемого с сомножителем г(посколькувсу< 0,65), положив Ккффв=1, Кс=0,186, Рвх=5,5 МПа:

Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ:

wпр.г1= 0,0011 / 0,003018 =0,368 (м/с);

wпр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);

wсм1= 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);

Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка :

Определяем по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка НКТ. Так как вж1< 0,5,wсм1 >wкр2, Рср1> 0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС

Вычисляем по (13) значение вязкости нефти при Рср1=2,45 МПа и Тпл=357К:

Пересчитываем это значение на Т1=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [2, рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефтиТ1 = 357 - 295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будетн1 = 0,068 Па*с.

Вычисляем значение параметра А по (42) и (25):

,

где , тогда

Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:

Вычисляем истинное газосодержание г1по (36):

Вычисляем истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [2], поскольку внешней фазой потока является нефть:

Находим долю нефти в жидкости по (32): нж1 = 1 – 0,266 = 0,734.

Вычисляем истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:

в=вж*(1-г) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;

н=нж*(1-г) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

0,361 + 0,170 + 0,469 = 1,000.

Вычисляем значение плотности попутного газа при Рср1=2,45 МПа и Т1=295,1 К по (56)

Оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть гжс1=ж1=0,227 (Па*с) .

Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):

Определяем значение см1 по (49), поскольку полученное значение Reсм1меньше 2000:

Вычисляем значение L1по (92):

12. Рассчитываем значения L2L4колонны НКТ аналогично расчетуL1и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Рд.нас.Эта длина оказывается 680,5 м.

13. Определяем длину участка L5колонны НКТ от сечения, где давление равно Рд.нас,до глубины спуска насосаLн= 1050 м.L5= 1050 – 680,5 = 369,5 м.

14. Вычисляем перепад давления на длине L5НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа,г5= 0, что можно принять: bн5 = bн.нас,н5 = н.наси что вязкость нефтин5отличается от вязкостинплпри Тпл. Расчет выполняем аналогично расчету участкаL1эксплуатационной колонны.

Результаты расчетов кривой Р(Lнкт) представлены в приложении 2, в которой Li– расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Рi – давление в этом сечении.

15. Строим кривую Р(Lнкт) – линия 3 на рисунка 1 по значениям Рi, Liтаблицы 3 и экстраполируем ее в область L > Lн= 1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.

16. Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рисунка 1 и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Рвых= 13,43, тогда Рс= Рвых– Рвх = 13,43 – 5,5 = 7,93 МПа.

17. Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):

18. Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая Кфн= 0,9; Кфв= 0,1; Рд.нас = 10,562 МПа:

19. Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А,В и zcрв насосе:

,

Значение zcропределяем по (58) при Тср.н= 299,07 и Рвх= 5,5 МПа иу.отн= 0,996.

Находим zупо соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62) :

а по (58) – значение z2:

Подставив значения А, В и zср, в (89) получаем:

20. Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):

Qср= 0,00188 + 0,000028 = 0,0019 (м3/с).

21. Вычисляем массовый расход через насос по (76):

22. Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):

23. Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом Qжсу= 0,0015 м3/с по (91):

24. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

.

25. Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Тср.н=299,07 К .

Поскольку вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Тпл=357 К равна 0,0329 Па*с (согласно п.1.9.1), то при Тср.н=299,07 К, пользуясь графиком Льюиса и Сквайрса, находимнн0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет:

(Па*с);

26. Вычисляем значение коэффициента КQдля учета влияния вязкости на подачу по формуле (97):

и напор по формуле (98):

27. Вычисляем значения подачи и напора, которые должны иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 0,0019 м3/с , а напор 972 м:

,

,

28. Выбираем по Qв, Нвс,Dэки каталогу [3] типоразмер УЭЦН (шифр установки), насос который удовлетворял бы условия (2), (3) [2]. Такой установкой является УЭЦН5А-250-1700 (оптимальная подача насоса 250 м3/сут, номинальный напор 1700 м), так как

и

Нвс= 1270,51460 – 133,5 =1326,5,

где 133,5 = Н – величина, на которую необходимо переместить по вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н –Qнасоса, чтобы получить вероятную напорно–расходную характеристику работы на воде (4).

В комплект выбранной установки, кроме насоса, входят электродвигатель ПЭД90- 117АВ5 номинальной мощностью 90 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70 0С, кабель КПБК 3х16, трансформатор ТМПН-160/3-73У1 и станция управления ШГС5804-49АЗУ1.

29. Определяем вероятное значение КПД насоса при работе на воде с подачей 245,1 м3/сут:

30. Находим КПД выбранного насоса при работе в скважине.

Предварительно оцениваем значение коэффициента К, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:

Так как согласно (73):

то

Поэтому КПД насоса, работающего в скважине, будет:

н.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;

31. Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции, по формуле (99):

где Nгс– мощность, потребляемая газосепаратором т.к. его в УЭЦН нет, то надо принятьNгс= 0.

32. Сопоставляем значение Nниз п.1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателяNдшустановки, выбранной в п.1.22. ЕслиNдш>Nн и разностьN=Nдш-Nнне больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом, оставляем штатный. В противном случае берем такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3Nн, где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:

N=Nдш-Nн= 90 – 65,5 = 24,5 (кВт).

33. Определяем по табл. 6 [2 стр.58] минимально допустимую скорость wохл(м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем по формуле (100):

Qохл – минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м3/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [2 стр.58] для ПЭД90 -117АВ5wохл= 0,75 м/с.

34. Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения технологической жидкостью) по формуле (101):

,

где Нпогр– минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по рекомендации [2. стр59] принимаем = 100 м). Рмтр- давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять равным давлению Рлв выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1 МПа, т.е. РмтрРл+ 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа; К - коэффициент продуктивности скважины м3/(сут.МПа);;- поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины. Ну.осв – расстояние в м (по вертикали) от устья скважины до уровня жидкости в ней в период освоения, определяемое по формуле (102):

тогда

35. Сопоставляем значения предварительно принятой в п.1.4 глубины спуска Lннасоса и длиныLосвиз п.1.28. т.к.Lн/Lосв= 1050 / 1991,3 = 0,52 < 1, то необходимо увеличить глубину спуска насоса доLн = (1+0,02)*Lосв= 1991,3 – 2031,1. ВыбираемLн= 2000 м.

(Lн/Lосв= 2000 / 1991,3 = 1,004 > 1).

36. Вычисляем напор, который должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Qохлиз п.1.27 по формуле (103):

где Нсопр – потеря напора в м на преодоление трения и местных сопротивлений на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины, определяемые по формуле:

,

где

где тж= 0,0015 Па*с – вязкость технологической жидкости.

Подставляя соответствующие величины в (103), получаем:

37. Определяем по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подачеQохл и проверяем, выполняется ли условие (104):

где Н – поправка к паспортному напору из п.38.

По паспортной характеристике насоса ЭЦН5А – 250 –1700 находим НQохл=1950 м, приQохл= 172,4 м3/сут.

Подставив соответствующие значения в (104), получаем:

то есть типоразмер насоса, выбранный в п.28 удовлетворяет неравенству (104).

38. Определяем для новой глубины спуска насоса Lниз п.35 новые значения: РвхигвхпоLосви кривым 1 и 2 рисунка 1;ввх, как п.4;гвх, как в п.5; Кс, как в п.6; Рд.нас, как в п.7; рассчитываем и строим новую кривую Р(Lнкт), как в п.8; находим Рвыхи Рс, как в п.9; Тн.ср., как в п.10, но с учетом уточненногон.сриз п.15;Qжср, как в п.11;Qг.ср, как в п.12;Qср, как п.13;m, как в п.17;см, как в п.18 Выполнив соответствующие операции, находим: Рвх= 14,3 МПа;ввх= 0,269;гвх = 0,324; Кс= 0,197; Рд.нас=12,2 МПа; Рвых=22 МПа; Рс = 7,7 МПа; Тн.ср.= 327,7 К;н.ср= 849,2 кг/м3;HС =1110,3 м;Qжср= 0,0020 м3/с;Qг.ср= 0,000043 м3/с;Qср= 0,002043 м3/с;m= 1,438;см= 0,0376 Па*с.

39. Уточняем значения подачи Qви напора Нвсвыбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значениюQсри Нс из п.26. Для этого:

39.1.Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса по табл.6* [2 стр.62].

Для насоса ЭЦН5А – 250 – 1700 nS= 167.

39.2.Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса по формуле (105):

,

где - подача насоса (м3/с) в оптимальном режим работы на воде по паспортной характеристике;

Подставив соответствующие величины, получаем:

39.3. Определяем относительную подачу насоса , где Qвберем из п.27., ас паспортной характеристик насоса.

.

39.4. Вычисляем значение КH-Qдля найденных выше Reципо формулам (106) и (107):

.

Из полученных двух значений берем наименьшее, а именно КH-Q= 0,909.

39.5. Определяем уточненное значение подачи Qви напора Нвспри работе насоса на воде, соответствующее Qср:

39.6. Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п.3.33.5.значенияQви Нвс неравенствам (2) и (3):

; 1222 1700 – 162 = 1538.

Так как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40

40. Вычисляем значения коэффициента Кдля найденных выше Reципо формулам (108) и (109):

и берем наименьшее: К= 0,618.

41. Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступений при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Qжсу, то есть при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qсриз п.38 и давлением, достаточным для работы системы скважина – УЭЦН на этом режиме, (МПа), по формуле:

,

где Нвн= 1700 – 162 = 1538 м; Нвс= 1222 м.

42. Вычисляем значение отношения , Рсиз п.38.:

Т.к. 0,163>0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей 193,5 м3/сут в скважине, намного превышает требуемое, благодаря чему действительный дебит жидкости из скважины, если не принять необходимых мер, может оказаться существенно больше заданного.

43 Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины подобранным выше насосом до значения QЖСУ: 1) уменьшение числа ступеней в насосе, 2) установку в начале выкидной линии скважины устьевого штуцера.

44. Принимаем решение использовать первый способ. Определяем число ступеней по формуле,

которое надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал равным напору, требуемому скважиной.

ZН- номинальное число ступеней в насосе. (ZН= 300).

Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подачеQОХЛ = 172,4 м3/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенствупосле подстановки в него вместоHQОХЛ -Hвеличины :

где HQОХЛ - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике приQОХЛ = 172,4 м3/сут;

H- разница между паспортным и вероятными напорами насоса при номинальном числе ступенейZН= 300;

ZН- номинальное число ступеней в насосе.

Подставив соответствующие величины, получаем:

Подставляя H/QОХЛ,находим:

то есть неравенство удовлетворяется.

45. Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина – УЭЦН для проверки соответствия выбранного в п.28.или п.32 погружного электродвигателя уточненным значениям потребляемой насосом мощности.

45.1. Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина – УЭЦН в установившемся режиме по формуле (113):

,

где н– КПД насоса при работе с подачейQвиз п.1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):

45.2. Сопоставляем значение Nниз п.3.40.1.со значением номинальной мощности штатного двигателяNдш:

Таким образом, штатный двигатель ПЭДС - 90-117АВ5, может быть использован для привода насоса 5А – ЭЦН5А – 250.

Таблица 7 - Результаты расчетов к построению кривых Р (Lэк) и г (Lэк)

Параметр

Единица

измерен.

№ ступени, считая от забоя скважины.

1

2

3

4

5

6

Pi

МПа

6,66

2,50

1,00

0,75

0,50

0,25

Pcpi

МПа

15,3

10,8

9,0

8,1

7,5

7,1

Li

м

805,7

304,3

120,5

89,8

59,2

29,5

bгi

м3/м3

0

0,039

0,073

0,098

0,130

0.167

Pi

МПа

12,00

9,50

8,50

7,75

7,25

7,00

Lpi

м

1693,5

1389,2

1268,7

1178,9

1119,7

1090,2

Lb=0

м

2064,2

-

-

-

-

-

Lbi

м

-

1541,3

1328,9

1223,8

1149,3

1104,9

Таблица 8 - Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт)

Параметр

Единица

№ ступени НКТ.

измерен.

1

2

3

4

5

P

МПа

1,90

2,10

2,30

2,50

3,13

Рср

МПа

2,45

4,45

6,65

9,05

11,87

L

м

188,4

187,0

160,1

145,0

369,5

Li

м

188,4

375,4

535,5

680,5

1050,0

Pi

МПа

3,40

5,50

7,80

10,30

13,43

Рисунок 6 - График зависимостей Р1 (Lнкт ),Р (Lэк) и г (Lэк )

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]