Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину 2 страница

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 Р_ср1=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 m_гжс1=m_ж1=0,227 (Па*с).

Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):

Определяем значение l_см1 по (49), поскольку полученное значение Re_см1 меньше 2000:

Вычисляем значение DL₁ по (92):

12. Рассчитываем значения DL₂¼DL₄ колонны НКТ аналогично расчету DL₁ и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Р_д.нас. Эта длина оказывается 680,5 м.

13. Определяем длину участка DL₅ колонны НКТ от сечения, где давление равно Р_д.нас, до глубины спуска насоса L_н = 1050 м. DL₅ = 1050 – 680,5 = 369,5 м.

14. Вычисляем перепад давления на длине DL₅ НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа, j_г5 = 0, что можно принять: b_н5 = b_н.нас, r_н5 = r _н.нас и что вязкость нефти m_н5 отличается от вязкости m_нпл при Т_пл. Расчет выполняем аналогично расчету участка DL₁ эксплуатационной колонны.

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

15. Строим кривую Р(L_нкт) – линия 3 на рисунка 1 по значениям Р_i, L_i таблицы 3 и экстраполируем ее в область L > L_н = 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 Р_с, которое требуется для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Р_вых = 13,43, тогда Р_с = Р_вых – Р_вх = 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 К_фн = 0,9; К_фв = 0,1; Р_д.нас = 10,562 МПа:

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

Сначала находим значения А,В и z_cр в насосе:

,

Значение z_cр определяем по (58) при Т_ср.н= 299,07 и Р_вх = 5,5 МПа и r_у.отн = 0,996.

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:

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

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

Q_ср = 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 Q_жсу = 0,0015 м³/с по (91):

24. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

.

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

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

(Па*с);

26. Вычисляем значение коэффициента К_Qдля 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 Q_в, Н_вс, D_эк и 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

Н_вс = 1270,5 £ 1460 – 133,5 =1326,5,

где 133,5 = DН – величина, на которую необходимо переместить по вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н – Q насоса, 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_h, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:

Так как согласно (73):

то

Поэтому КПД насоса, работающего в скважине, будет:

h_н.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;

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

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

32. Сопоставляем значение N_н из п.1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш установки, выбранной в п.1.22. Если N_дш>N_н и разность DN= N_дш - N_н не 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 1,3 N_н, где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:

DN = N_дш - N_н = 90 – 65,5 = 24,5 (кВт).

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

Q_охл – минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м³/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [2 стр.58] для ПЭД90 -117АВ5 w_охл = 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 Н_погр – минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по рекомендации [2. стр59] принимаем = 100 м). Р_мтр - давление в устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять равным давлению Р_л в выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1 МПа, т.е. Р_мтр» Р_л + 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа; К - коэффициент продуктивности скважины м³/(сут.МПа);; c - поправка на уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее технологической жидкостью при промывке или глушении скважины. Н_у.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 L_н насоса и длины L_осв из п.1.28. т.к. L_н / L_осв = 1050 / 1991,3 = 0,52 < 1, то необходимо увеличить глубину спуска насоса до L_н = (1+0,02)* L_осв = 1991,3 – 2031,1. Выбираем L_н = 2000 м.

(L_н / L_осв = 2000 / 1991,3 = 1,004 > 1).

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

где Н_сопр – 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 m_тж = 0,0015 Па*с – вязкость технологической жидкости.

Подставляя соответствующие величины в (103), получаем:

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

где DН – поправка к паспортному напору из п. 38.

По паспортной характеристике насоса ЭЦН5А – 250 –1700 находим Н_Qохл =1950 м, при Q_охл = 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 L_н из п.35 новые значения: Р_вх и b_гвх по L_осв и кривым 1 и 2 рисунка 1; b_ввх, как п.4; b_гвх, как в п.5; К_с, как в п.6; Р_д.нас, как в п .7; рассчитываем и строим новую кривую Р(L_нкт), как в п.8; находим Р_вых и Р_с, как в п.9; Т_н.ср., как в п.10, но с учетом уточненного r_н.ср из п.15; Q_жср, как в п.11; Q_г.ср, как в п.12; Q_ср, как п.13; m, как в п.17; m_см, как в п.18 Выполнив соответствующие операции, находим: Р_вх = 14,3 МПа; b_ввх = 0,269; b_гвх = 0,324; К_с = 0,197; Р_д.нас=12,2 МПа; Р_вых=22 МПа; Р_с = 7,7 МПа; Т_н.ср. = 327,7 К; r_н.ср = 849,2 кг/м³; H_С =1110,3 м; Q_жср = 0,0020 м³/с; Q_г.ср = 0,000043 м³/с; Q_ср = 0,002043 м³/с; m = 1,438; m_см = 0,0376 Па*с.

39. Уточняем значения подачи Q_в и напора Н_вс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Q_ср и Н_с 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 n_S = 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 Q_в берем из п.27., а с паспортной характеристик насоса.

.

39.4. Вычисляем значение К_H-Q для найденных выше Re_ц и по формулам (106) и (107):

.

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

39.5. Определяем уточненное значение подачи Q_в и напора Н_вс при работе насоса на воде, соответствующее Q_ср:

39.6. Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п. 3.33.5. значения Q_в и Н_вс неравенствам (2) и (3):

; 1222 £ 1700 – 162 = 1538.

Так как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40

40. Вычисляем значения коэффициента К_hдля найденных выше Re_ц и по формулам (108) и (109):

и берем наименьшее: К_h = 0,618.

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

,

где Н_вн = 1700 – 162 = 1538 м; Н_вс = 1222 м.

42. Вычисляем значение отношения , Р_с из 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 Q_ЖСУ: 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.

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

Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом ступеней, соответствующий подаче Q_ОХЛ = 172,4 м³/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял неравенству после подстановки в него вместо H_QОХЛ - DH величины:

где H_QОХЛ - напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при Q_ОХЛ = 172,4 м³/сут;

DH - разница между паспортным и вероятными напорами насоса при номинальном числе ступеней Z_Н = 300;

Z_Н - 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 h_н – КПД насоса при работе с подачей Q_в из п.1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):

45.2. Сопоставляем значение N_н из п.3.40.1. со значением номинальной мощности штатного двигателя N_дш:

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

Таблица 7 - Результаты расчетов к построению кривых Р (L_эк) и bг (L_эк)

Параметр	Единица измерен.	№ ступени, считая от забоя скважины.
DPi	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
DLi	м	805,7	304,3	120,5	89,8	59,2	29,5
bгi	м3/м3		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 (L_нкт)

	Параметр	Единица	№ ступени НКТ.
	измерен.
	DP	МПа	1,90	2,10	2,30	2,50	3,13
	Рср	МПа	2,45	4,45	6,65	9,05	11,87
	DL	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 (L_нкт ), Р (L_эк) и b г (L_эк )

5 Безопасность и экологичность проекта

Дата добавления: 2015-08-31