Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину 1 страница

Расчетная ЧАСТЬ

Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН

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

2. Содержание механических примесей не более:

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

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

3. Содержание сероводорода не более:

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

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

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

- для установок без газосепаратора – 25 %;

- для установок с газосепаратором – 55 %.

5. Микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу.

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

7. Температура перекачиваемой жидкости не более 90 ⁰С.

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

9. Темп набора кривизны не более:

- в зоне прохождения УЭЦН – 12 '/м;

- в зоне работы УЭЦН – 18 '/ м.

10. 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.

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
	Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны	МПА	Рпл	24,6
	Температура продукции у верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта	К	Тф
	Геотермический градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной	К/м	G	0,030
	Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра	М	Нф
	Средний угол между осью ствола скважины и вертикалью	Град	q
	Внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН	М	Dэк	0,152
	Коэффициент продуктивности скважины	м^3(сут*Мпа)	К	21,2
	Поправка на влияние попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности	Безразмер-ная	c	0,5
	Давление в выкидной линии скважины	Мпа	Рл	1,5
	Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины)	м^3/с	Qжсу	0,0015
	Внутренний диаметр колонны НКТ	м	Dнкт	0,062
	Эквивалентная шероховатость внутренних стенок НКТ	м	Кэ	15*10^-6
	Давление насыщения нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта	МПа	Рнас	11,8
	Газовый фактор нефти	м^3/ м^3	Гн.нас
	Плотность попутного газа при СУ	кг/ м^3	rгсу	1,2
	Объемная доля азота в попутном газе	м^3/ м^3	Уа	0,025
	Плотность нефти при СУ	кг/ м^3	rнсу
	Плотность технологической жидкости для глушения скважины	кг/ м^3	rтж
	Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ	м^3/ м^3	bвсу	0,30
	Плотность попутной воды при СУ	кг/ м^3	rвсу
	Коэффициент растворимости попутного газа в попутной воде	м^3(м^3* МПа)	aг	0,15
	Постоянные количества газа растворенного в нефти при ТПЛ	- -	mг nг	18,197 0,394
	Постоянные объемного коэффициента нефти при ТПЛ	- -	mв nв	1,103 0,0199
	Постоянные плотности насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти	- -	mr nr	819,53 0,089
	Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти.	- -	mm nm	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, DР₃ и т.д. принимаем постепенно уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:

DР₁ = Рзаб – Рнас = 18,66 – 11,8 = 6,66;

DР₂ = 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: Р_ср1=15,33;

Р_ср2= 10,75; Р_ср3= 9,0; Р_ср4= 8,13; Р_ср5= 7,50; Р_ср6 = 7,13.

5.Вычисляем длины участков DL_i (i = 1,2…6) эксплуатационной колонны, соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [2]. При расчете DL₁ учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому j_г = 0. Расчет DL₁ ведем в следующем порядке:

- находим по формуле (12) [2] среднюю плотность нефти r_н1:

(кг/м³);

- находим значение b_н1 по формуле (11):

- вычисляем b_вж1 по (70):

- вычисляем среднюю скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Q_г = 0, b_в = 1,

S=p/4*D_эк² = 3,14 / 4 *0,152²=0,0181 (м²):

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

- вычисляем по (23) [2] значение первой критической скорости w_кр1 потока, учитывая, что D_г =D_эк =0,152 м:

(м/c);

- определяем тип и структуру смеси. Так как b_вж1=0,270 < 0,5 и w_см1<w_кр1, 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 DР₁ по (92), приняв приближенно j_в1= b_вж1,

j_н1= 1-b_вж1, r_в1 = r_всу = 1011 кг/м^3;j_н1= 1-b_вж1 = 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 L₁ по (63) [2]:

- вычисляем по (33) [2] поверхностное натяжение s_нв между нефтью и попутной водой, определив предварительно значения s_вг по (34) и s_нг по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К:

- вычисляем истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что r_в1 = r_всу и что, согласно (17), w _пр.н1=Q_жсу*(1-b_всу)/S:

вычисляем истинную долю воды в потоке по (29): j_в1 = 1- j_н1= 1- 0,397=0,603;

- вычисляем по (92), пренебрегая членом с l_смi, значение DL₁ во втором приближении:

Переходим к расчету значения DL₂. Поскольку Р_ср2 = 10,75 < Р_нас, на участке DL₂ колонны в отличие от участка DL₁ течет газожидкостная смесь, поэтому j_г2 > 0 и значение его надо определить.

- находим, как и при расчете DL₁, значения: r_н2= 663 кг/ м³; b_н2= 1,15; b_вж2 = 0,273;

- вычисляем объемные расходы нефти и воды: Q_н2=0,0015* *(1-0,30)*1,15= = 0,00127 м³/с; Q_В2=0,03*0,0015 = 0,00047 м³/с – величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять b_в=1;

- вычисляем средние значения приведенных скоростей нефти и воды:

w_Н2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); w_В2 =0,00047 / 0,0181 = 0,0261 (м/с);

- вычисляем приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DР₂, положив r_н2= 663 кг/ м³; r_в2= 1011 кг/ м³; j_{г 2} = 0, j_н2 = j_н1 = 0,397, j_в2 = j_в1 = 0,603:

;

- вычисляем расстояние L₂ от устья до середины второго участка колонны по (96):

(м);

вычисляем среднюю температуру потока на глубине L₂ по (63) [2]:

;

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

По Р_пр2 и Т_пр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения Р_пр2, Т_пр2, 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 DL₂ по (79), положив К_с=0, К_фн=К_фв=1, приравняв 0 слагаемое с сомножителем a_г, поскольку b_всу Ј 0,65, и подставив вместо Г_н его выражение из (10):

вычисляем значение приведенной скорости газа:

w_пр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004 м/с;

вычисляем скорость смеси по (17):

w_см = Sw_пр.ф = 0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;

находим значение первой критической скорости w_кр1:

(м/c);

определяем тип структуры смеси по таблице 2. Так как b_вж2 < 0,5 и w_см2< w_кр1, 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) s_жг = s_вг2,

m_ж = m_в2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой структуры:

, где s_вг = 0,068 и m_в= 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): j_в2 = 1- j_н2= 1- 0,443=0,557;

вычисляем истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке:

j_в = j_вж*(1-j_г) = 0,557*(1-0,013) = 0,550;

j_н = j_нж*(1-j_г) = 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, Т₂ по (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…DL₆ и b_г3…b_г6 аналогично вычислению DL₂ и b_г2

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; L_b=0 – расстояние от устья до середины участка, где b_г=0; L_bi – расстояние от устья до середины i-го участка, где b_г>0.

По значениям Р_i, L_pi из приложения 1 строим зависимость Р(Lэк) – линия 1 на рисунке 1, а по значениям b_гi, L_b=0 и L_pi строим 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. b_всу< 0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние L_н от 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 b_гвх = 0,15. Тогда L_н = 1050 м и Р_вх = 5,5 МПа.

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

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

сопоставляем найденное значение с b_гвх = 0,277. Так как (b_гвх)_н >b_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 L_н = 1050 м, принимая Кс=0. Так как b_ввх<0,5, берем w_др.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 D_сн=0,103 м.

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

Вычисляем значение К_ск:

К_с = К_ск = 0,186.

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

приняв К_фн = К_фв = 1:

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

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

10. Расчет Р(L_нкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(L_эк) 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 Р_д.нас – Р_у = 10,562 – 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени:

DР₁ = 1,9; DР₂ = 2,1; DР₃ =2,3; DР₄ =2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Р_ср1=2,45; Р_ср2= 4,45; Р_ср3= 6,65; Р_ср4= 9,05.

Вычисляем значения r_н1 по (12), b_н1 по (11) и b_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:

Q_н2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м³/с; Q_В2=0,3*0,0015 = 0,00045м³/с

w_Н2 =0,00114 / 0,003018 =0,377 (м/с); w_В2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149 (м/с);

- вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду DР₁, положив r_н1 =757 кг/м³; r_в1=1011 кг/м³, b_вж1=0,276, b_н1 = 1-b_вж1 = 1-0,276 = 0,724; w_г1 = 0, w_см1 = 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием b_вж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем:

вычисляем расстояние от устья до середины участка DL₁:

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, С_ср, h_д, h_н, а также b_вжн и r_жн, используемых при вычислении Н.

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

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

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

,

где С_н –средняя теплоемкость нефти, равная» 2000 Дж/(кг*К), С_всу – средняя теплоемкость пластовой воды, равная» 4380 Дж/(кг*К).

Значение h_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 h_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:

Q_жн =130*(1,103*12^0,0199*(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 Т_пл и 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: m_нн » 0,052 Па*с.

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

Па*с

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

Так как В_m< 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 L_нкт1=120,3 м, аналогично как в п.1.2.3 [2]:

Находим z_у по соответствующей формуле из (50) по Р_пр1 и Т_пр1:

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 a_г (поскольку b_всу< 0,65), положив К_кф=К_фв=1, К_с=0,186, Р_вх=5,5 МПа:

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

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

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

w_см1 = 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 b_вж1< 0,5, w_см1 >w_кр2, Р_ср1> 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 Р_ср1=2,45 МПа и Т_пл=357К:

Пересчитываем это значение на Т₁=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [2, рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти DТ₁ = 357 - 295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет m_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 j_г1 по (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): j_нж1 = 1 – 0,266 = 0,734.

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

j_в = j_вж*(1-j_г) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;

j_н = j_нж*(1-j_г) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;

Дата добавления: 2015-08-31