Главная страница
Навигация по странице:

  • Методические указания для выполнения курсового проекта

    		•

    методика. Методика для курсового проекта Скважинная добыча нефти. Методические указания для выполнения курсового проекта мирный 2019 Подбор оборудования для эксплуатационной скважины, оборудованной эцн


    Скачать 0.61 Mb.
    НазваниеМетодические указания для выполнения курсового проекта мирный 2019 Подбор оборудования для эксплуатационной скважины, оборудованной эцн
    Анкорметодика
    Дата01.04.2022
    Размер0.61 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаМетодика для курсового проекта Скважинная добыча нефти.docx
    ТипМетодические указания
    #433619
    страница1 из 3
      1   2   3

    МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

    РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
    Политехнический институт (филиал) федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования

    «Северо-Восточный федеральный университет

    имени М. К. Аммосова» в г. Мирном


    Базовая кафедра «Нефтегазовое дело»




    Задание для курсового проекта



    «скважинная добыча нефти»




    Методические указания для выполнения курсового проекта


    МИРНЫЙ 2019

    Подбор оборудования для эксплуатационной скважины, оборудованной ЭЦН

    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.

    Общая схема оборудования скважины, оборудованной установкой погружного центробежного насоса представлена на рисунке 1.



    Рис.1. Общая схема оборудования скважины, оборудованной установкой погружного центробежного насоса: 1 - маслозаполненный электродвигатель ПЭД; 2 - звено гидрозащиты или протектор; 3 - приемная сетка насоса для забора жидкости; 4 - многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН; 5 - НКТ; 6 - бронированный трехжильный электрокабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля; 10 - трансформатор или автотрансформатор; 11 - станция управления с автоматикой; 12 - компенсатор.
    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», при этом задаемся устьевым давлением Ру.

    1) Рассчитываем средний геотермический градиент в скважине:

    (1)

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

    2) Рассчитываем температурный градиент потока:

    (2)

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

    3) Определяем температуру на устье скважины:

    (3)

    где - средняя величина наклона ствола скважины, град.

    4) Рассчитываем температуру для выбранных значений давления:

    (4)

    5) Определяем относительную плотность газа по воздуху:

    (5)

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

    (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:

    (7)

    (8)

    8) Коэффициент сжимаемости нефтяного газа определяем по формуле:

    (9)

    где (10)

    9) Для расчёта коэффициента сжимаемости углеводородной части газа можно воспользоваться формулами (11) .. (13), справедливыми для условий:



    (11)
    (12)
    (13)

    Подставляя значения из (10) и из (11 … 13) рассчитывают коэффициент сжимаемости нефтяного газа.

    Порядок расчётов свойств нефти при и следующий:

    10) Рассчитываем равновесное значение для выбранных значений и :

    (14)

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

    (15)

    где

    (16)

    (17)

    (18)

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

    (19)

    13) Определяем относительную плотность выделившегося из нефти газа:

    (20)

    где

    (21)

    (22)

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

    (23)

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

    (24)

    16) Удельное приращение объёма нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности (25):

    17) Рассчитываем ряд значений объёмного коэффициента нефти:

    (26)

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

    (27)

    19) Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях:

    (28)

    20) Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси:

    (29)

    21) Рассчитываем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:

    (30)

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

    (31)

    После расчётов градиентов давления на участке, для НКТ, расчёт проводят «снизу-вверх» по эксплуатационной колонне, задаваясь при этом Рзаб, которое находят из уравнения притока , температуру на забое принимают равной Тпл.

    На участке, где проводят следующие расчёты:

    23) Рассчитываем приведённую скорость жидкости в сечении эксплуатационной колонны:

    (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:

    (33)

    25) Коэффициент гидравлического сопротивления потока жидкости:

    (34)

    где - абсолютная шероховатость труб, допускается принять м.

    26) Рассчитываем градиенты давления в сечениях, где :

    (35)

    27) Вычисляем :

    (36)

    28) Проводим численное интегрирование зависимости для определения глубины, соответствующей вычисленному градиенту давления. Итогом этих расчётов является значение глубины ствола скважины для выбранных интервалов изменения давления:

    (37)

    где - шаг изменения давления при проведении расчётов.

    29) Рассчитываем объёмное газосодержание при соответствующих термодинамических условиях:

    (38)

    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) (39)

    2) Определяем динамический уровень:

    (40)

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

    (41)

    где

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

    (42)

    (43)

    (44)

    4) Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах:

    (45)

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

    (46)

    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:

    (47)

    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:

    (48)

    где - коэффициент быстроходности ступеней насоса;

    - частота вращения вала насоса, 1/с,

    (49)

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

    Воспользуемся аппроксимирующими формулами для расчёта пересчётных коэффициентов.

    Для ламинарного режима:



    (50)

    Для турбулентного режима:



    (51)

    Для расчётов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой:

    (52)

    Далее по имеющимся данным мы можем построить совмещенную характеристику насоса ВНН и скважины для определения соответствия насоса заданным условиям.
      1   2   3

    написать администратору сайта