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: 3 из 6

3.4. Расчёт технологического процесса.

I. Используя метод Поэтмана – Карпентера рассчитаем кривую распределения давления в скважине и построим графики распределения давления и объёмного газосодержания по стволу скважины. Расчёт производим «сверху-вниз».

Исходные данные для расчётов представлены в таблице 3.4.1.
Таблица 3.4.1

Исходные данные для скважины №1830

Дебит скважины по жидкости, м3/сут		30
Объёмная обводнённость продукции скважины, доли ед.		0,2
Глубина скважины, м		3000
Газовый фактор , м3/м3		32,2
Средняя величина наклона ствола скважины, град.		6 0
Пластовое давление, МПа		23,4
Давление насыщения нефти газом, МПа		8,1
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м		0,140
Давление на устье скважины, МПа		0,5
Плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3		882
Плотность попутного газа при стандартных условиях, кг/м3		1,063
Количество азота в составе попутного газа, доли ед.		0,0114
Количество метана в составе попутного газа, доли ед.		0,75
Пластовая температура, К		347
Динамическая вязкость при стандартных условиях,		4
Плотность воды при стандартных условиях, кг/м3		2
Средняя молекулярная масса газа, г/моль		25,6
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.		1,09
Изменяемое забойное давление, МПа		14

Таблица 3.4.2

Рекомендуемые диаметры НКТ

Дебит по жидкости, м3/сут	Менее 150	150-300	Более 300
Внутренний диаметр НКТ, мм	50,3	62	76

Так как планируемый дебит скважины по жидкости , то выбираем внутренний диаметр НКТ: .

Расчёт производим «сверху – вниз». Так как , то расчёт распределения давления ведётся сначала на участке движения газожидкостного потока от до (расчёт ведём по НКТ), а затем на участке однофазного течения от до (расчёт ведём по эксплуатационной колонне).

1. Принимаем величину шага изменения давления , определяем общее число шагов:



Соответственно задаваемые давления приведены в таблице 3.4.3.

2. Рассчитываем по (3.3.1) средний геотермический градиент в скважине:



3. Рассчитываем по (3.3.2) температурный градиент потока:



4. Определяем по (3.3.3) температуру на устье скважины:



5. Вычисляем по (3.3.4) температуру потока, соответствующую заданным давлениям (см. табл. 3.4.3). Например:



6. Определяем по (3.3.5) относительную плотность газа по воздуху:



7. Относительную плотность смеси углеводородной части газа при стандартных условиях по (3.3.6):



8. По формулам П.Д. Ляпкова (3.3.7 и 3.3.8) определяем значения приведённых давления и температуры (см. табл. 3.4.3):





9. Коэффициент сжимаемости нефтяного газа определяем по формуле (3.3.9) с учётом (3.3.10, 3.3.11, 3.3.12 и 3.3.13), результаты расчёта в таблице 3.4.3:



10. Рассчитываем по (3.3.14) равновесное значение для выбранных значений и (см. табл. 3.4.3):



11. Выполняем расчёты по формулам (3.3.16, 3.3.17 и 3.3.18), результаты вычислений в таблице 3.4.3:







12. Находим по (3.3.15) приведённый к нормальным условиям удельный объём выделившегося из нефти газа (см. табл. 3.4.3):



13. Рассчитываем по (3.3.19) остаточную газонасыщенность нефти (удельный объём растворённого газа) в процессе разгазирования (см. табл. 3.4.3):



14. Выполняем расчёты по (3.3.21 и 3.3.22) и заносим необходимые значения в таблицу 3.4.3:





15. Определяем по (3.3.20) относительную плотность выделившегося из нефти газа (см. табл. 3.4.3):



16. Рассчитываем по (3.3.23) значения относительной плотности нефтяного газа, остающегося в нефти при конкретных Р и Т (см. табл. 3.4.3):



18. Рассчитываем по (3.3.24) температурный коэффициент объёмного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении:



19. Удельное приращение объёма нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности по (3.3.25), (см. табл. 3.4.3):



20. Рассчитываем по (3.3.26) ряд значений объёмного коэффициента нефти (см. табл. 3.4.3):



21. Вычисляем по (3.3.27) удельный объём газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях (см. табл. 3.4.3):



22. Определяем по (3.3.28) удельную массу смеси при стандартных условиях (см. табл. 3.4.3) :



23. Рассчитываем по (3.3.29) идеальную плотность газожидкостной смеси (см. табл. 3.4.3):



24. Рассчитываем по (3.3.30) корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:



25. Вычисляем по (3.3.31) полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими чем (см. табл. 3.4.3):



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

26. Рассчитываем по (3.3.32) приведённую скорость жидкости в сечении эксплуатационной колонны:



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

27. Вычисляем по (3.3.33) число Рейнольдса однофазного потока:



28. Коэффициент гидравлического сопротивления потока жидкости по (3.3.34):



29. Рассчитываем по (3.3.35) градиенты давления в сечениях, где :

при



при



30. Вычисляем по (3.3.36) (см. табл. 3.4.3):



31. Проводим численное интегрирование зависимости , в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока (см. табл. 3.4.3):

,



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



33. Полная расчётная длина скважины:



34. Рассчитываем по (3.3.39) объёмное газосодержание при соответствующих термодинамических условиях (см. табл. 3.4.3):



Таблица 3.4.3

Расчёт распределения давления и объёмного газосодержания по стволу скважины № 1830

№	Р, МПа	T, K	Рпр	Тпр	z
1	0,5	286,2639041	0,110385	1,239695	0,97619593
2	1,31	289,9080699	0,289208	1,255476	0,94071488
3	2,12	293,5522356	0,468031	1,271257	0,90885745
4	2,93	297,1964014	0,646854	1,287039	0,88044709
5	3,74	300,8405671	0,825677	1,30282	0,85532968
6	4,55	304,4847329	1,004501	1,318602	0,8333629
7	5,36	308,1288986	1,183324	1,334383	0,81441062
8	6,17	311,7730644	1,362147	1,350165	0,79833999
9	6,98	315,4172301	1,54097	1,365946	0,78502
10	7,79	319,0613959	1,719793	1,381727	0,77432089
11	8,14	320,6360354	-	-	-
12	14	347	-	-	-

Таблица 3.4.3 (Продолжение)

Рнас.Т, МПа	R(P)	M(T)	D(T)	Vгв, м3/м3	Vгр, м3/м3
6,52549652	-0,61481	1,003413	-1,26317	29,5296913	2,78019521
6,61996673	-0,3864	1,001566	-1,27169	22,1855467	10,0648922
6,71443694	-0,27404	0,99972	-1,2802	17,0202281	15,1707632
6,80890715	-0,19978	0,997874	-1,28872	13,0390755	19,0924682
6,90337736	-0,14474	0,996028	-1,29724	9,79257746	22,2795187
6,99784757	-0,10133	0,994182	-1,30576	7,05041164	24,962237
7,09231778	-0,06571	0,992335	-1,31428	4,67812817	27,2750729
7,18678798	-0,03568	0,990489	-1,32279	2,58988338	29,3038701
7,28125819	-0,00985	0,988643	-1,33131	0,72723844	31,1070675
7,3757284	-0,00229	0,986797	-1,33983	0,17032122	31,6045371
-	-	0,985999	-	0	33,3772766
-	-	0,972643	-	0	41,3810333

Таблица 3.4.3 (Продолжение)

a	pгв(Pi,Ti)	pгр(Pi,Ti)	λ(T)	bн
0,963625	0,580521018	3,726613478	0,005189	1,008091
0,983304	0,506758943	1,666248542	0,002978	1,025096
1,002982	0,495727953	1,323854509	0,002615	1,036616
1,022661	0,499227732	1,179402314	0,002461	1,045911
1,042339	0,508339117	1,102045149	0,002377	1,053944
1,062018	0,520113418	1,056224313	0,002324	1,061144
1,081696	0,533297712	1,027956302	0,002289	1,067743
1,101375	0,547276375	1,010537244	0,002264	1,073884
1,121053	0,561716795	1,000321914	0,002246	1,07966
1,140732	0,573128893	1,01002744	0,002242	1,082993
1,149235	-	-	0,002228	1,087427
1,2916	-	-	0,002195	1,120941

Таблица 3.4.3 (Продолжение)

Mсм, кг/м3	Vсм, м3/м3	pсм.и, кг/м3	f
1167,2286	7,3035582	159,816431	0,964285
1167,2286	2,9669176	393,414565	0,964285
1167,2286	2,0712156	563,547606	0,964285
1167,2286	1,7224545	677,654253	0,964285
1167,2286	1,5507369	752,69288	0,964285
1167,2286	1,4551694	802,125574	0,964285
1167,2286	1,3979698	834,945525	0,964285
1167,2286	1,3621536	856,899428	0,964285
1167,2286	1,3391101	871,644969	0,964285
1167,2286	1,3349714	874,3473	0,964285
1167,2286	1,3193279	884,714568	0,964285
1167,2286	1,3009707	897,198189	0,964285

Таблица 3.4.3 (Окончание)

dP/dH, МПа/м	dH/dP, м/МПа	H, м	Объёмное газосодержание, %
0,001051828	950,7259542	0	82,86313606
0,002599665	384,6649755	540,8333	57,81202665
0,003768917	265,3282403	804,0806	39,01489691
0,004582068	218,2420477	1176,703	25,8632087
0,005134418	194,7640599	1324,953	16,79591186
0,005508674	181,5319013	1466,635	10,51421494
0,005763352	173,5101452	1603,929	6,111610563
0,005937526	168,4203097	1738,288	2,984564207
0,006056979	165,098796	1870,673	0,733918436
0,006079585	164,4849078	2003,657	0,253010632
0,006164725	162,2132463	2134,13	-
0,006287996	159,0331692	3075,382	-

Рис.3.4.1. Распределение давления и объёмного газосодержания по стволу скважины

35. По результатам расчёта строим профиль давления и распределения объёмного газосодержания в рассматриваемой скважине (рис.3.4.1). Откладывая на оси глубин величину находим расчётное забойное давление .

36. Оцениваем погрешность результата расчёта:



37. Исходя из полученных результатов выбираем глубину спуска насоса в скважину № 1830:



Объемное газосодержание на данной глубине составляет < 30% и равно 25,86%. Так как будет подбираться центробежно-вихревой насос, то такое содержание свободного газа на приёме насоса допустимо.

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. Определяем по (3.3.41) динамический уровень (см. табл. 3.4.4):



2. Определяем по (3.3.43) линейную скорость потока (см. табл. 3.4.4):



3. Определяем по (3.3.45) число Рейнольдса (см. табл. 3.4.4):



4. Вычисляем по (3.3.44) коэффициент гидравлических сопротивлений (см. табл. 3.4.4):



5. Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости по (3.3.42, см табл. 3.4.4):



6. Вычисляем по (3.3.46) напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах:



7. Определяем по (3.3.40) напор скважины (см. табл. 3.4.4):



Производим подобные расчёты для нескольких значений дебитов и строим напорную характеристику скважины (табл. 3.4.4 и рис.3.4.2):

Таблица 3.4.4