Задание
По заданному варианту исходных данных:
1.произвести подбор установок электроприводных центробежных насосов для добычи нефти;
2. определить условия работы выбранных насосных установок, выбрать оптимальный вариант
нефтепромыслового оборудования с точки зрения экономичности или максимально возможного
срока безаварийной работы.
Исходные данные:
1.Плотности, кг/куб.м:
Воды 1015;
сепарированной нефти 850;
газа в нормальных условиях 1;
2.Коэффициент вязкости нефти 0,000015
3.Планируемый дебит скважины, 430 куб.м/сутки.
4.Обводненность продукции пласта, доли единицы. 0,38
5.Газовый фактор, куб.м/куб.м. 94
6.Объемный коэффициент нефти, ед. 1,18
7.Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), 2525 м.
8.Пластовое давление и давление насыщения, 23,5МПа и 15,5 МПа.
9.Пластовая температура и температурый градиент,78 oС, 0,02 oС/м.
10.Коэффициент продуктивности, 39 куб.м/ МПа*сутки.
11.Буферное и затрубное давление, 1,1 МПа и 1,1 МПа.
12.Содержание механических примесей 120 мг/л
13.Содержание углеводорода и углекислого газа 0 мг/л
14.Геометрические размеры обсадной колонны:наружный диаметр 150мм и толщина стенки 9,5 мм
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:
1.Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:
rсм = ([rв b + rн (1-b)] (1-Г) + rг Г=(1015*0,38+850*(1-0,38))(1-0,25)=684,78 кг/куб.м
где rн - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м
rв - плотность пластовой воды,
rг - плотность газа в стандартных условиях;
Г- текущее объемное газосодержание;
b- обводненность пластовой жидкости.
2.Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
|
|
Рзаб = Рпл - Q / Kпрод = 23,5-430/39 =12,47 МПа
где Рпл - пластовое давление;
Q -заданный дебит скважины;
Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.
3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
Ндин = Lскв - Pзаб / rсм g = 2525 – 12,47/(684,78*9,81)= 668,05 м
4.Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает
предельно-допустимое для данного региона (Г=0,25):
Рпр = (1 – Г) Рнас =(1-0,25)*15,5=11,63 МПа
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).
где: Рнас - давление насыщения.
5.Определяем глубину подвески насоса:
L = Ндин + Pпр / rсм g=668,05+11,63*1000000/(684,78*9,81)=2398,56 м
6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:
T = Tпл – (Lскв - L) * G т =78-(2525-2398,56)*0,02=75,47 oС ;
где Tпл - пластовая температура;
Gт - температурный градиент.
7.Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Ö(Pпр / Pнас)=0,38+(1-0,38)(1+(1,18-1) Ö(11,63/15,5))=1,097
где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;
b - объемная обводненность продукции;
Pпр - давление на входе в насос;
Pнас - давление насыщения.
8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:
Qпр = Q * B*=430*1,097=471,56 куб.м/сут
9.Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:
Gпр = G [ 1- (Pпр / Рнас )]=94*(1-(11,63/15,5))=33,13 куб.м/куб.м,
Где G - газовый фактор.
10.Определяем газосодержание на входе в насос:
bвх = 1 / (((1 + Рпр) В*) / Gпр + 1))=0,102
11.Вычисляем расход газа на входе в насос:
Qг.пр.с = Qпр bвх / (1 -bвх)=471,56*0,102/(1-0,102)=33,13 куб.м/сут
|
|
12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
C = Qг.пр.с / f cкв =33,13/(24*60*60*0,785(( 
- 
)*0,000001))=0,022
Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.
13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:
j = bвх / (1 + (Cп / C) bпр))=0,102/(1+(0,022/0,02)*0,102)=0,093
где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции
скважины (Сп = 0,02 см/c при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/c при b > 0,5).
14.Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":
Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 }=15,5*(1/(1-0,4*0,093)-1)=0,599 МПа
15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":
Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 }=3,551 МПа,
где bбуф = 1 / (((1 + Рбуф) Вбуф*) /Gбуф + 1)=0,814;
jбуф = bбуф / [ 1 + (Cп / C) bбуф ]=0,466
Вбуф* = 1,03
Величины с индексом “буф” относятся к сечению устья скважины и являются
“буферными” давлением, газосодержанием и т.д.
16.Определяем потребное давление насоса:
Р = r g Lдин + Рбуф - Pг1- Pг2 =(850*(1-0,38)+1015*0,38)*9,81*668,05-0,599-3,551=2,931
где Lдин - глубина расположения динамического уровня;
Рбуф - буферное давление;
Pг1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса";
Pг2-давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины".
17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению(напору насоса) и внутреннему
диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и
определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме
(подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность):
|
|
Насос ЭЦНМ6 ТУ 26-06-1485-96 на подачу 500 м3/сут на воде плотностью 1000 кг/м3
Количество ступеней-100
Для оптимального режима:
Подача 500 куб.м/сут
Напор 506 м
Мощность 50 кВт
КПД 60%
Рис. 1. Характеристика насосов ЭЦНМ6 ТУ 26-06-1485-96 на подачу 500 м3/сут на
воде плотностью р=1000 кг/м3 Количество ступеней - 100
18.Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой
смеси относительно водяной характеристики:
KQn = 1 - 4,95 n 0.85 *QоВ -0.57=0,774
где n - эффективная вязкость смеси;
QоВ - оптимальная подача насоса на воде.
19.Вычисляем коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
Khn = 1 - 1.95 n0.4 / QоВ 0.27=0,548
20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:
Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв)]=6,2* 
,
где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:
q = Qж.пр / QоB = 471,56/ 500 = 0,943
где QоB – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса.
22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке
водяной характеристики насоса:
qпр = Qж.пр / QоB KQn =0,943/0,774=1,22
23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
bпр = b вх (1 - Кс)=0,102*(1-6,2* )=0,1017
24.Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
КНn = 1 - (1.07n 0.6 qпр / QоB 0.57)=0,95
25.Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:
К = [ (1 - b) / (0.85 - 0.31 qпр)A ]=0,909
где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 qпр + (6.8 qпр)2 ]=0,016
26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:
Н = Р / r g К КНn = 506,093м
27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:
Z = H / hст = 506,093/5,1=99,23,
где hст - напор одной ступени выбранного насоса.
Принимаем стандартное значение z=100.
28.Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
h = 0.8 Кhn Кhq hоВ=0,42
где hоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
29.Определяем мощность насоса:
N = P Q / h=38,211 кВт
30.Определяем мощность погружного двигателя:
NПЭД = N / hПЭД =44,95 кВт
31.Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости
(жидкости глушения) при освоении скважины:
Ргл = rгл g L + Рбуф + Рзаб - Pпл = 1150*9,81*2398,56 +1,1+12,47 – 23,5 = 17,13 МПа
где rгл - плотность жидкости глушения.
Вычисляем напор насоса при освоении скважины:
Нгл = Ргл / rгл g =28,16/(9,81*1150)=1518 м
Определяем мощность насоса при освоении скважины:
N гл = P гл Q / h = 223,36 кВт
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:
N ПЭД. гл = N гл / hПЭД = 262,77 кВт
32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:
Т > [T], 75,47 < [90]
где [T] – максимально-допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
33.Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей
жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны
в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя,
для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
W = Q / F =0,310 м/c,
где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечения