Подбор УЭЦН. 3 Краткая характеристика погружных установок

• Название: 3 Краткая характеристика погружных установок
• Дата: 09.03.2022
• Размер: 0.87 Mb.
• Имя файла: Подбор УЭЦН.docx
• Тип: Документы; #387213
• страница: 2 из 6

3.3. Методика подбора центробежно-вихревого насоса к скважине.

Для того, что бы правильно подобрать центробежно-вихревой насос (ВНН) к скважине необходимо провести следующие расчёты:

I) Определить глубину спуска насоса

II) Построить напорную характеристику скважины для определения требуемого напора насоса.

III) Подобрать и скорректировать рабочие характеристики центробежно-вихревых насосов с воды на водонефтяную эмульсию, построить совмещённый график напорных характеристик насоса и скважины, по получившимся расчётам выбрать подходящий насос.

IV) Подобрать электродвигатель, кабель, трансформатор и станцию управления.

I) Существует много методик проведения расчётов в скважинах, конечной целью которых является построение профиля давления и газосодержания в скважине. Как показывает практика, наиболее универсальным является метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера. Область применения данной методики являются скважины с дебитами по жидкости выше 9,5 м³/сут. Расчёт производим «сверху-вниз».

1) Рассчитываем средний геотермический градиент в скважине:

(3.3.1)

где - пластовая температура, К, - глубина скважины, м.

2) Рассчитываем температурный градиент потока:

(3.3.2)

где - дебит по жидкости, м³ /сут, - внутренний диаметр НКТ, м.

3) Определяем температуру на устье скважины:

(3.3.3)

где - средняя величина наклона ствола скважины, град.

4) Рассчитываем температуру для выбранных значений давления:

(3.3.4)
5) Определяем относительную плотность газа по воздуху:

(3.3.5)
6) Относительную плотность смеси углеводородной части газа при стандартных условиях:

(3.3.6)
где - молярная доля компонента в смеси газа, доли ед.;

- средняя молекулярная масса нефтяного газа, г/моль;

- относительная плотность азота по воздуху,

7) По формулам П.Д. Ляпкова определяем значения приведённых давления и температуры:

(3.3.7)

(3.3.8)
8) Коэффициент сжимаемости нефтяного газа определяем по формуле:

(3.3.9)

где (3.3.10)

9) Для расчёта коэффициента сжимаемости углеводородной части газа можно воспользоваться формулами (3.3.11) .. (3.3.13) , справедливыми для условий:



(3.3.11)
(3.3.12)

(3.3.13)

Подставляя значения из (3.3.10) и из (3.3.11 … 3.3.13) рассчитывают коэффициент сжимаемости нефтяного газа.

Порядок расчётов свойств нефти при и следующий:

10) Рассчитываем равновесное значение для выбранных значений и :

(3.3.14)

11) Находим приведённый к нормальным условиям удельный объём выделившегося из нефти газа:

(3.3.15)

где

(3.3.16)

(3.3.17)

(3.3.18)

12) Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объём растворённого газа) в процессе разгазирования:

(3.3.19)

13) Определяем относительную плотность выделившегося из нефти газа:

(3.3.20)

где

(3.3.21)

(3.3.22)

14) Рассчитываем значения относительной плотности нефтяного газа, остающегося в нефти при конкретных Р и Т:

(3.3.23)

15) Рассчитываем температурный коэффициент объёмного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении ( ):

(3.3.24)

16) Удельное приращение объёма нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности (3.3.25):



17) Рассчитываем ряд значений объёмного коэффициента нефти:

(3.3.26)

18) Вычисляем удельный объём газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях:

(3.3.27)

19) Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях:

(3.3.28)

20) Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси:

(3.3.29)

21) Рассчитываем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:

(3.3.30)

22) Вычисляем полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими чем :

(3.3.31)
После расчётов градиентов давления на участке, , расчёт продолжают для участка однофазного течения жидкости, т.е. где (расчёт ведём по эксплуатационной колонне).

23) Рассчитываем приведённую скорость жидкости в сечении эксплуатационной колонны:

(3.3.32)

Учитывая, что при объёмный коэффициент нефти, как все прочие физические параметры, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной на всём интервале однофазного потока.

24) Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока:

(3.3.33)

25) Коэффициент гидравлического сопротивления потока жидкости:

(3.3.34)

где - абсолютная шероховатость труб, допускается принять м.

26) Рассчитываем градиенты давления в сечениях, где :

(3.3.35)

27) Вычисляем :

(3.3.36)

28) Проводим численное интегрирование зависимости , в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока:

(3.3.37)

где - шаг изменения давления при проведении расчётов.

29) Определяем длину участка однофазного потока. Так как этот участок мы не разбивали по шагам изменения давления, то его длина будет:

(3.3.38)

30) Рассчитываем объёмное газосодержание при соответствующих термодинамических условиях:

(3.3.39)

После выполнения расчётов, по полученным данным строят линию изменения давления по стволу скважины.

Исходя из полученных результатов принимается решение о глубине спуска насоса.
II) Определение требуемого напора насоса.

Для согласования характеристики насоса и скважины, следовательно нахождения величины удельной энергии, передаваемой насосом газожидкостной смеси, и обеспечения нормы отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса строится напорная характеристика скважины :

1) (3.3.40)

2) Определяем динамический уровень:

(3.3.41)

3) Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости:

(3.3.42)

где

- глубина спуска насоса, м; - линейная скорость потока, м/с; - коэффициент гидравлических сопротивлений.

(3.3.43)

(3.3.44)

(3.3.45)

4) Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах:

(3.3.46)

III) По дебиту по жидкости и требуемому напору выбираем несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии:

(3.3.47)

Где - подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.

На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приёма насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчётов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.

Зависимость напора, к.п.д. и подачи от вязкости откачиваемой жидкости можно оценить с помощью коэффициентов:

(3.3.48)

где - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости.

Коэффициенты зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса:

(3.3.49)

где - коэффициент быстроходности ступеней насоса;

- частота вращения вала насоса, 1/с,

(3.3.50)

где - напор насоса на воде в оптимальном режиме, м; - число ступеней насоса

Воспользуемся аппроксимирующими формулами для расчёта пересчётных коэффициентов.

Для ламинарного режима:



(3.3.51)

Для турбулентного режима:



(3.3.52)
Для расчётов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой:

(3.3.53)

Далее по имеющимся данным мы можем построить совмещенную характеристику насоса ВНН и скважины для определения соответствия насоса заданным условиям.