2.5. Расчет и подбор УЭЦН
Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к используемой скважине.
При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, происходит не доотбор жидкости или осуществляется работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса.
На данный момент делается упор на более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие снижаются затраты на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные ЭЦН.
Таблица 2.3 - Исходные данные
Показатели
|
Значения
|
Глубина скважины Н, м
|
2308
|
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м
|
0,168
|
Внутренний диаметр НКТ d, м
|
0,073
|
Давление насыщения Р МПа
|
11
|
Давление на устье Р , МПа
|
1,2
|
Пластовое давление Р , МПа
|
16
|
Дебит продукции Q, м /сут
|
200
|
Плотность воды  , кг/м
|
1004
|
Плотность нефти  , кг/м
|
856
|
Плотность газа  , кг/м
|
0,2
|
Обводненность n, д. ед.
|
0,96
|
Коэффициент продуктивности К, м /сут МПа
|
167
|
Газовый фактор Г, м /м
|
78
|
Объемный коэффициент нефти В , д.ед.
|
1,016
|
1. Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине:
Р = Р - (Q/К) = 16 - (200/167) = 14,8 МПа, (2.1)
где:
|
Р
|
пластовое давление, МПа
|
Q
|
дебит скважины, м /сут
|
К
|
коэффициент продуктивности, м /сут МПа.
|
2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Р , МПа:
Р = 2,5-3 МПа при n = 50%, (2.2)
Р = 3-4 МПа при n < 50%, (2.3)
Р = 2,7 МПа при n > 50%, (2.4)
3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин  , кг/м :
= ·n + (1-n) = 1004·0,96+856(1-0,96)=998 кг/м , (2.5)
где:
|
|
плотность воды, кг/м ;
|
n
|
обводненность нефти
|
|
плотность нефти, кг/м .
|
4. Определяем динамический уровень Н , м
Н = Р / ·g = 15·10 /998·9,81=1512 м, (2.6)
5. Определяем глубину спуска насосаL , м (для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500м):
L =Н + 400 =1512+400=1912 м, (2.7)
где:
|
Н
|
динамический уровень, м
|
6. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ Н , м:
Н = 0,1575·d·Г·Р - (1-n) = 0,1575·0,073·78·11 - (1-0,96) = 9,8 м, (2.8)
где:
|
d
|
внутренний диаметр НКТ, м
|
|
Г
|
газовый фактор, м /м
|
|
Р
|
устьевое давление, МПа
|
|
Р
|
давление насыщения, МПа
|
|
n
|
обводненность нефти
|
7. Определяем требуемое давление насоса Р , МПа (среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Р = 0,5 МПа):
Р =L · ·g·10 +Р +Р -Н · ·g·10 -Р =1912·998·9,81·10 +1,2+0,5-9,8·998·9,81·10 -2,7 = 18 МПа, (2.9)
где:
|
L
|
глубина спуска насоса, м
|
|
|
плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м
|
|
g
|
ускорение свободного падения, м/с
|
|
Р
|
устьевое давление, МПа
|
|
Р
|
потери давления на трение, МПа
|
|
Н
|
работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м
|
8. Определяем требуемый напор насоса Н , м
Н =(Р ·10 )/( ·g) = (18·10 )/(1004·9,81) = 1827,5 м, (2.10)
где:
|
Р
|
требуемое давление насоса, МПа
|
|
|
плотность воды кг/м
|
|
g
|
ускорение свободного падения, м/с
|
9. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки N , кВт
N = (Q·Н · ·g·10 )/86400·з = (200·1827,5·998·9,81·10 )/86400·0,6 = 69 кВт, (2.11)
где:
|
Q
|
дебит скважины, м /сут
|
|
Н
|
требуемый напор насоса, м
|
|
|
плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м
|
|
g
|
ускорение свободного падения, м/с
|
|
з
|
КПД насоса
|
10. Определяем необходимую длину кабеля L , м (расстояние от устья скважины до станции управления равно 1 = 50-100м):
L = L + l = 1912+80=1827,5 м, (2.12)
Вывод: выбран электроцентробежный модульный насос ЭЦНМ5-50-2000 с подачей Q=200 м /сут и напором Н=1827,5 м.
Таблица 2.3 - Исходные данные
Показатели
|
Значения
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
|
Глубина скважины Н, м
|
2308
|
1800
|
1850
|
1900
|
1920
|
1940
|
1950
|
1910
|
1950
|
1960
|
1950
|
1910
|
1950
|
1960
|
1950
|
1910
|
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
0,168
|
Внутренний диаметр НКТ d, м
|
0,075
|
0,075
|
0,073
|
0,073
|
0,073
|
0,075
|
0,073
|
0,073
|
0,075
|
0,073
|
0,073
|
0,073
|
0,075
|
0,075
|
0,073
|
0,075
|
Давление насыщения Р МПа
|
11
|
11
|
11
|
11
|
11
|
10
|
11
|
11
|
11
|
11
|
11
|
11
|
10
|
10
|
11
|
11
|
Давление на устье Р , МПа
|
1,4
|
1,3
|
1,2
|
1,2
|
1,4
|
1,2
|
1,3
|
1,2
|
1,2
|
1,3
|
1,2
|
1,4
|
1,3
|
1,2
|
1,4
|
1,4
|
Пластовое давление Р , МПа
|
16
|
15
|
16
|
15
|
16
|
20
|
13
|
16
|
16
|
16
|
10
|
19
|
18
|
20
|
16
|
16
|
Дебит продукции Q, м /сут
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
200
|
Плотность воды , кг/м
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
1004
|
Плотность нефти , кг/м
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
856
|
Плотность газа , кг/м
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
0,2
|
Обводненность n, д. ед.
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
0,96
|
Коэффициент продуктивности К, м /сут МПа
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
167
|
Газовый фактор Г, м /м
|
78
|
78
|
79
|
78
|
79
|
78
|
78
|
79
|
80
|
78
|
79
|
79
|
78
|
78
|
79
|
80
|
Объемный коэффициент нефти В , д.ед.
|
1,016
|
1,015
|
1,016
|
1,017
|
1,015
|
1,016
|
1,014
|
1,011
|
1,016
|
1,016
|
1,016
|
1,016
|
1,013
|
1,014
|
1,011
|
1,016
| |
Скачать 81.11 Kb.