Ћекции.ќрг


ѕоиск:




 атегории:

јстрономи€
Ѕиологи€
√еографи€
ƒругие €зыки
»нтернет
»нформатика
»стори€
 ультура
Ћитература
Ћогика
ћатематика
ћедицина
ћеханика
ќхрана труда
ѕедагогика
ѕолитика
ѕраво
ѕсихологи€
–елиги€
–иторика
—оциологи€
—порт
—троительство
“ехнологи€
“ранспорт
‘изика
‘илософи€
‘инансы
’ими€
Ёкологи€
Ёкономика
Ёлектроника

 

 

 

 


ќсновные положени€ методики подбора ”Ё÷Ќ к нефт€ной скважине

ѕодбор установок электроприводных центробежных насосов (”Ё÷Ќ) дл€ добычи нефти.

 

ѕод подбором насосных установок к нефт€ным скважинам, в узком, конкретном значении, понимаетс€ определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показател€х (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). ¬ более широком смысле под подбором понимаетс€ определение основных рабочих показателей взаимосв€занной системы Унефт€ной пласт - скважина - насосна€ установкаФ и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. ќптимизаци€ может вестись по различным критери€м, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

ѕодбор установок центробежных насосов к нефт€ным скважинам ведетс€ по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефт€ной промышленности положени€ и результаты работ, посв€щенных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефт€ной смеси по колонне обсадных труб, законам изменени€ газосодержани€, давлени€, плотности, в€зкости и т.д., изучению теори€ работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

 

  основными работами по подбору ”Ё÷Ќ к нефт€ным скважинам необходимо отнести работы ѕ.ƒ.Ћ€пкова, методики, созданные в ЅашЌ»ѕ»нефть и “атЌ»ѕ»нефть, в Ќ  Уё ќ—Ф и работу, выполненную ¬.—.Ћиневым, фирмой TRW Reda и методики, разработанные в ќ Ѕ ЅЌ и –√” нефти и газа имени ».ћ.√убкина.

ќсновные положени€ методики подбора ”Ё÷Ќ к нефт€ной скважине.

ќбща€ методика подбора ”Ё÷Ќ при существующих допущени€х выгл€дит следующим образом:

1.ѕо геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определ€ютс€ забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2.ѕо законам разгазировани€ (изменени€ текущего давлени€ и давлени€ насыщени€, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движени€ отдельных составл€ющих этого потока по колонне обсадных труб на участке

Узабой скважины - прием насосаФ определ€етс€ необходима€ глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. ¬ качестве одного из критериев определени€ глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. ƒругим критерием может €вл€тьс€ максимально допустима€ температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

¬ случае реального и удовлетвор€ющего потребител€ результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществл€етс€ переход к п.3 насто€щей методики.

≈сли же результат расчета оказываетс€ нереальным (например - глубина спуска насоса оказываетс€ больше глубины самой скважины), расчет повтор€етс€ с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

–асчетна€ глубина подвески насоса провер€етс€ на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонени€ оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбираетс€ уточненна€ глубина подвески.

 

3.ѕо выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно- компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, в€зкости и плотности пластовой жидкости и устьевым услови€м определ€етс€ потребный напор насоса.

4.ѕо планируемому дебиту и потребному напору выбираютс€ насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. ƒл€ выбранных типоразмеров насосных установок проводитс€ пересчет их Увод€ныхФ рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - в€зкость, плотность, газосодержание.

5.ѕо новой Унефт€нойФ характеристике насоса выбираетс€ количество рабочих ступеней, удовлетвор€ющих заданным параметрам - подаче и напору. ѕо пересчитанным характеристикам определ€етс€ мощность насоса и выбираетс€ приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станци€ управлени€).

6.ѕо температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности,  ѕƒ и теплоотдаче насоса и погружного электродвигател€ определ€етс€ температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигател€, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабел€ и т.д. ѕосле расчета температур в характерных точках уточн€етс€ исполнение кабел€ по теплостойкости (строительной длины и удлинител€), а также исполнение ѕЁƒ, его обмоточного провода, изол€ции и масла гидрозащиты.

≈сли расчетна€ температура оказываетс€ выше, чем предельно допустима€ дл€ примен€емых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов ”Ё÷Ќ невозможен, расчет необходимо провести дл€ других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигател€, например с более высокими  ѕƒ, с большим внешним диаметром двигател€ и т.д.).

7.ѕосле окончательного подбора ”Ё÷Ќ по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводитс€ проверка возможности использовани€ выбранной установки дл€ освоени€ нефт€ной скважины после бурени€ или подземного ремонта. ѕри этом, в качестве откачиваемой жидкости дл€ расчета принимаетс€ т€жела€ жидкость глушени€ или ина€ жидкость (пена), используема€ на данной скважине. –асчет ведетс€ дл€ измененных плотности и в€зкости, а также дл€ других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигател€ к откачиваемой жидкости. ¬о многих случа€х при указанном расчете определ€етс€ максимально возможное врем€ безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижени€ критической температуры на обмотках статора погружного двигател€.

8.ѕосле окончани€ подбора ”Ё÷Ќ, установка при необходимости провер€етс€ на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. ѕри невозможности заказа дл€ данной конкретной скважины специального исполнени€ износо- или коррозионостойкого насоса определ€ютс€ необходимые геолого-технические и инженерные меропри€ти€, позвол€ющие снизить вли€ние нежелательных факторов.

 

ƒл€ проведени€ подбора ”Ё÷Ќ необходимы следующие исходные данные:

1.ѕлотности, кг/куб.м:

воды;

сепарированной нефти;

газа в нормальных услови€х;

2.¬€зкости, м2 / с:

воды;

нефти.

3.ѕланируемый дебит скважины, куб.м/сутки.

4.ќбводненность продукции пласта, доли единицы.

5.√азовый фактор, куб.м/куб.м.

6.ќбъемный коэффициент нефти, ед.

7.√лубина расположени€ пласта (отверстий перфорации), м.

8.ѕластовое давление и давление насыщени€, ћѕа.

9.ѕластова€ температура и температурый градиент, o—, o—/м.

10. оэффициент продуктивности, куб.м/ ћѕа*сутки.

11.Ѕуферное давление, ћѕа.

12.√еометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны Ќ “ (наружный диамет и толщина стенки), насоса и погружного двигател€ (наружный диаметр), мм.

 

ѕодбор установки Ё÷Ќ ведетс€ в следующей последовательности:

1.ќпредел€ем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

 

rсм = ([rв b + rн (1-b)] (1-√) + rг

 

где rн - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

rв - плотность пластовой воды,

rг - плотность газа в стандартных услови€х;

√- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

 

2.ќпредел€ем забойное давление, при котором обеспечиваетс€ заданный дебит скважины:

 

заб = –пл - Q / Kпрод

 

где –пл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

 

3.ќпредел€ем глубину расположени€ динамического уровн€ при заданном дебите жидкости:

 

Ќдин = Lскв - Pзаб*Q / rсм g

 

4.ќпредел€ем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое дл€ данного региона (например- √=0,15):

 

пр = (1 Ц √) –нас

(при показателе степени в зависимости разгазировани€ пластовой жидкости m = 1,0).

где: –нас - давление насыщени€.

 

5.ќпредел€ем глубину подвески насоса:

 

L = Ќдин + Pпр / rсм g

 

 

6.ќпредел€ем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

 

T = Tпл Ц (Lскв - L) * G т ;

 

где Tпл - пластова€ температура;

Gт - температурный градиент.

 

7.ќпредел€ем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

 

B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) ÖPпр / Pнас

 

где: ¬ -объемный коэффициент нефти при давлении насыщени€;

b - объемна€ обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос;

Pнас - давление насыщени€.

 

8.¬ычисл€ем дебит жидкости на входе в насос:

 

Qпр = Q * B*

 

 

9.ќпредел€ем объемное количество свободного газа на входе в насос:

 

Gпр = G [ 1- (Pпр / –нас)],

√де G - газовый фактор.

 

10.ќпредел€ем газосодержание на входе в насос:

 

bвх = 1 / [((1 + –пр) ¬*) / Gпр ] + 1

 

 

11.¬ычисл€ем расход газа на входе в насос:

 

Qг.пр.с = Qпр bвх / (1 -bвх)

 

 

12.¬ычисл€ем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

 

C = Qг.пр.с / f cкв

 

√де f cкв - площадь сечени€ скважины на приеме насоса.

 

 

13.ќпредел€ем истинное газосодержание на входе в насос:

 

j = bвх / [ 1 + (Cп / C) bпр ]

 

где —п - скорость всплыти€ газовых пузырьков, завис€ща€ от обводненности продукции скважины (—п = 0,02 см/c при b < 0,5 или —п = 0,16 см/c при b > 0,5).

 

14.ќпредел€ем работу газа на участке "забой-прием насоса":

 

Pг1 = Pнас{ [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 }

 

15.ќпредел€ем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

 

Pг2 = Pнас*bбуф { [ 1 / (1 - 0,4 jбуф)] - 1 },

 

где bбуф = 1 / [((1 + –буф) ¬буф*) /Gбуф ] + 1;

 

jбуф = bбуф / [ 1 + (Cп / C) bбуф ]

 

¬еличины с индексом УбуфФ относ€тс€ к сечению усть€ скважины и €вл€ютс€ УбуфернымиФ давлением, газосодержанием и т.д.

 

 

16.ќпредел€ем потребное давление насоса:

 

– = r g Lдин + –буф - Pг1- Pг2

где Lдин - глубина расположени€ динамического уровн€;

буф - буферное давление;

Pг1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса";

Pг2-давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины".

 

17.ѕо величине подачи насоса на входе, потребному давлению(напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определ€ем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор,  ѕƒ, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность).

 

18.ќпредел€ем коэффициент изменени€ подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно вод€ной характеристики:

 

KQn = 1 - 4,95 n 0.85 Qо¬ -0.57

где n - эффективна€ в€зкость смеси;

Qо¬ - оптимальна€ подача насоса на воде.

 

19.¬ычисл€ем коэффициент изменени€  ѕƒ насоса из-за вли€ни€ в€зкости:

 

Khn = 1 - 1.95 n0.4 / Qо¬ 0.27

 

20.¬ычисл€ем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

 

Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв)],

 

где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

 

21.ќпредел€ем относительную подачу жидкости на входе в насос:

 

q = Qж.пр / QоB

 

где QоB Ц подача в оптимальном режиме по Увод€нойФ характеристики насоса.

 

22.ќпредел€ем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке вод€ной характеристики насоса:

 

qпр = Qж.пр / QоB KQn

 

23.¬ычисл€ем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

 

bпр = b вх (1 -  с)

 

 

24.ќпредел€ем коэффициент изменени€ напора насоса из-за вли€ни€ в€зкости:

 

 Ќn = 1 - (1.07n 0.6 qпр / QоB 0.57)

 

25.ќпредел€ем коэффициент изменени€ напора насоса с учетом вли€ни€ газа:

 

  = [ (1 - b) / (0.85 - 0.31 qпр)A ]

 

где ј = 1 / [ 15.4 - 19.2 qпр + (6.8 qпр)2 ]

 

26.ќпредел€ем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

 

Ќ = – / r g    Ќn

 

27.¬ычисл€ем необходимое число ступеней насоса:

 

Z = H / hст,

где hст - напор одной ступени выбранного насоса.

 

„исло Z округл€етс€ до большего целочисленного значени€ и сравниваетс€ со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. ≈сли расчетное число ступеней оказываетс€ больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начина€ с п.17.

≈сли расчетное число ступеней оказываетс€ меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составл€ет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставл€етс€ дл€ дальнейшего расчета. ≈сли стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъ€тии лишних ступеней. ƒальнейший расчет ведетс€ с п.18 дл€ новых значений рабочей характеристики.

 

28.ќпредел€ем  ѕƒ насоса с учетом вли€ни€ в€зкости, свободного газа и режима работы:

 

h = 0.8  hn  hq hо¬

 

где hо¬ - максимальный  ѕƒ насоса на вод€ной характеристики.

 

29.ќпредел€ем мощность насоса:

 

N = P Q / h

 

30.ќпредел€ем мощность погружного двигател€:

 

NѕЁƒ = N / hѕЁƒ

 

31.ѕровер€ем насос и погружной двигатель на возможность откачки т€желой жидкости (жидкости глушени€) при освоении скважины:

 

гл = rгл g L + –буф + –заб - Pпл

 

 

где rгл - плотность жидкости глушени€.

 

¬ычисл€ем напор насоса при освоении скважины:

Ќгл = –гл / rгл g

 

¬еличина Ќгл сравниваетс€ с Ќ паспортной вод€ной характеристики.

 

ќпредел€ем мощность насоса при освоении скважины:

 

N гл = P гл Q / h

 

ћощность, потребл€ема€ погружным электродвигателем при освоении скважины:

N ѕЁƒ. гл = N гл / hѕЁƒ

 

32. ѕровер€ем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:

 

“ > [T],

где [T] Ц максимально-допустима€ температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

 

33.ѕровер€ем 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 двигател€, дл€ чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

 

W = Q / F,

 

где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечени€,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ѕЁƒ.

≈сли скорость потока откачиваемой жидкости W оказываетс€ больше [W] (где [W] - минимально допустима€ скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигател€ считаетс€ нормальным.

 

≈сли выбранный насосный агрегат не в состо€нии отобрать требуемое количество жидкости глушени€ при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличиваетс€ на DL= 10 - 100 м, после чего расчет повтор€етс€, начина€ с п.5. ¬еличина DL зависит от наличи€ времени и возможностей вычислительной техники потребител€.

ѕосле определени€ глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме провер€етс€ возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонени€ оси скважины от вертикали). ќдновременно с этим провер€етс€ возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ѕ–—.

ѕри использовании установок Ё÷Ќ они (”Ё÷Ќ) могут работать как в правой, так и в левой части рабочей зоны характеристики, т.е подача установки может быть больше, равна или меньше подачи в оптимальном режиме. ѕри этом установка будет иметь различные показатели работы( ѕƒ, потребл€емую мощность, затраты на подъем тонны жидкости и т.д.) и, что очень важно, различные услови€ работы основных узлов и деталей установок.

“ак, при работе в левой части рабочей зоны характеристики (при подаче меньше, чем Qоптимальна€) при уменьшении  ѕƒ и уменьшении скорости омывани€ погружного агрегата откачиваемой жидкостью, может произойти перегрев установки или кабел€ и их выход из стро€. “акже при этом режиме увеличиваетс€ напор каждой ступени и насоса в целом, что приводит к увеличению удельных нагрузок на опоры осевых подшипников как самого рабочего колеса, так и ввего ротора насоса в целом. ќднако дл€ Ђтихоходныхї центробежных насосов при таких режимах уменьшаетс€ потребл€ема€ мощность насоса. –абота в правой части рабочей характеристики увеличивает скорость движени€ откачиваемой жидкости в кольцевом пространстве ЂѕЁƒ Ц обсадна€ колоннаї, что улучшает услови€ охлаждени€ погружного агрегата. “акже уменьшаетс€ напор насоса и каждой ступени, что приводит к значительной разгрузке осевых опор насоса.

 



<== предыдуща€ лекци€ | следующа€ лекци€ ==>
ќценка технологической эффективности подбора ”Ё÷Ќ | 
ѕоделитьс€ с друзь€ми:


ƒата добавлени€: 2015-09-20; ћы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 6368 | Ќарушение авторских прав


ѕоиск на сайте:

Ћучшие изречени€:

Ћаской почти всегда добьешьс€ больше, чем грубой силой. © Ќеизвестно
==> читать все изречени€...

1531 - | 1365 -


© 2015-2024 lektsii.org -  онтакты - ѕоследнее добавление

√ен: 0.106 с.