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

• Название: Методические указания для выполнения курсового проекта мирный 2019 Подбор оборудования для эксплуатационной скважины, оборудованной эцн
• Анкор: методика
• Дата: 01.04.2022
• Размер: 0.61 Mb.
• Имя файла: Методика для курсового проекта Скважинная добыча нефти.docx
• Тип: Методические указания; #433619
• страница: 2 из 3

Пример расчёта подбора центробежно-вихревого насоса к скважине

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 1.


Таблица 1

Исходные данные для скважины №Х

Дебит скважины по жидкости, м3/сут		30
Объёмная обводнённость продукции скважины, доли ед.		0,1
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		0,130
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		1004
Средняя молекулярная масса газа, г/моль		25,6
Объёмный коэффициент нефти, доли ед.		1,09
Коэффициент продуктивности, м3/сут МПа		3

Таблица 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», ведём его по НКТ от до .

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



Соответственно задаваемые давления приведены в таблице 3.

2. Рассчитываем по (1) средний геотермический градиент в скважине:



3. Рассчитываем по (2) температурный градиент потока:



4. Определяем по (3) температуру на устье скважины:



5. Вычисляем по (4) температуру потока, соответствующую заданным давлениям (см. табл. 3). Например:



6. Определяем по (5) относительную плотность газа по воздуху:



7. Относительную плотность смеси углеводородной части газа при стандартных условиях по (6):



8. По формулам П.Д. Ляпкова (7 и 8) определяем значения приведённых давления и температуры (см. табл. 3):





9. Коэффициент сжимаемости нефтяного газа определяем по формуле (9) с учётом (10, 11, 12 и 13), результаты расчёта в таблице 3:



10. Рассчитываем по (14) равновесное значение для выбранных значений и (см. табл. 3):



11. Выполняем расчёты по формулам (16, 17 и 18), результаты вычислений в таблице 3:







12. Находим по (15) приведённый к нормальным условиям удельный объём выделившегося из нефти газа (см. табл. 3):



13. Рассчитываем по (19) остаточную газонасыщенность нефти (удельный объём растворённого газа) в процессе разгазирования (см. табл. 3):



14. Выполняем расчёты по (21 и 22) и заносим необходимые значения в таблицу 3:





15. Определяем по (20) относительную плотность выделившегося из нефти газа (см. табл. 3):



16. Рассчитываем по (23) значения относительной плотности нефтяного газа, остающегося в нефти при конкретных Р и Т (см. табл. 3):



18. Рассчитываем по (24) температурный коэффициент объёмного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении:



19. Удельное приращение объёма нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности по (25), (см. табл. 3):



20. Рассчитываем по (26) ряд значений объёмного коэффициента нефти (см. табл. 3):



21. Вычисляем по (27) удельный объём газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях (см. табл. 3):



22. Определяем по (28) удельную массу смеси при стандартных условиях (см. табл. 3):



23. Рассчитываем по (29) идеальную плотность газожидкостной смеси (см. табл. 3):



24. Рассчитываем по (30) корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:



25. Вычисляем по (31) полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими чем (см. табл. 3):



26. Вычисляем по (36) (см. табл. 3):



27. Проводим численное интегрирование зависимости , в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока (см. табл. 3):

,





Таблица 3

Расчёт распределения давления по НКТ № Х

Р, МПа	T, K	Рпр	Тпр	z	Рнас.Т	R(P)	M(T)
0,5	286,54	0,11	1,24	0,976	6,53	-0,615	1,003
1,31	290,31	0,29	1,26	0,941	6,63	-0,387	1,001
2,12	294,07	0,47	1,27	0,909	6,73	-0,274	0,999
2,93	297,84	0,65	1,29	0,881	6,83	-0,200	0,998
3,74	301,61	0,83	1,31	0,857	6,92	-0,145	0,996
4,55	305,37	1,00	1,32	0,835	7,02	-0,102	0,994
5,36	309,14	1,18	1,34	0,817	7,12	-0,067	0,992
6,17	312,91	1,36	1,36	0,801	7,22	-0,037	0,990
6,98	316,68	1,54	1,37	0,788	7,31	-0,011	0,988
7,79	320,44	1,72	1,39	0,778	7,41	-0,006	0,986
8,6	324,21	-	-	-	-	-	0,984

Таблица 3 (Продолжение)

D(T)	Vгв, м3/м3	Vгр, м3/м3	a	pгв(Pi,Ti)	pгр(Pi,Ti)	λ(T)	bн
-1,264	29,53	2,77	0,965	0,581	3,740	0,00520	1,008
-1,273	22,20	10,05	0,985	0,508	1,672	0,00298	1,025
-1,281	17,04	15,14	1,006	0,497	1,329	0,00262	1,037
-1,290	13,07	19,05	1,026	0,501	1,185	0,00246	1,046
-1,299	9,83	22,23	1,046	0,510	1,108	0,00238	1,054
-1,308	7,10	24,90	1,067	0,522	1,062	0,00233	1,062
-1,317	4,74	27,20	1,087	0,536	1,034	0,00229	1,068
-1,325	2,66	29,22	1,108	0,550	1,017	0,00227	1,075
-1,334	0,80	31,01	1,128	0,565	1,007	0,00225	1,080
-1,343	0,48	31,28	1,148	0,576	1,021	0,00224	1,083
-	0	34,07	1,169	-	-	0,00222	1,091

Таблица 3 (Окончание)

Mсм, кг/м3	Vсм, м3/м3	pсм.и, кг/м3	f	dP/dH, МПа/м	dH/dP, м/МПа	H, м
1027,8	7,17	143,31	0,987	0,00140	714,9	0,0
1027,8	2,83	362,90	0,987	0,00353	283,5	404,4
1027,8	1,94	530,99	0,987	0,00516	193,8	597,7
1027,8	1,59	647,87	0,987	0,00629	158,9	740,5
1027,8	1,41	726,66	0,987	0,00706	141,7	862,3
1027,8	1,32	779,44	0,987	0,00757	132,1	973,1
1027,8	1,26	814,90	0,987	0,00792	126,3	1077,8
1027,8	1,23	838,81	0,987	0,00815	122,7	1178,7
1027,8	1,20	854,98	0,987	0,00830	120,4	1277,2
1027,8	1,20	856,36	0,987	0,00832	120,2	1374,6
1027,8	1,18	873,15	0,987	0,00848	117,9	1471,1

Аналогичные вычисления проводим по эксплуатационной колонне, по схеме «снизу-вверх», задаваясь вычисленным из уравнения притока забойным давлением - Р_заб=13,5 МПа, температура на забое принимается равной пластовой, т.е. Т_з=347 К. Строим распределение объёмного газосодержания по эксплуатационной колонне.

По полученным данным строим кривые распределения давления и объёмного газосодержания по стволу скважины Х (рис.2).



Рис.2. Распределение давления и объёмного газосодержания по стволу скважины
28. Исходя из полученных результатов выбираем глубину спуска насоса в скважину № Х:



Объемное газосодержание на данной глубине составляет 27 %. Так как в скважину устанавливается центробежно-вихревой насос, то такое газосодержание 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 (40) динамический уровень (см. табл. 4):



2. Определяем по (42) линейную скорость потока (см. табл. 4):



3. Определяем по (44) число Рейнольдса (см. табл. 4):



4. Вычисляем по (43) коэффициент гидравлических сопротивлений (см. табл. 4):



5. Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости по (41, см табл. 4):



6. Вычисляем по (45) напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах:



7. Определяем по (39) напор скважины (см. табл. 4):



Производим подобные расчёты для нескольких значений дебитов и строим напорную характеристику скважины (табл. 4 и рис. 3):

Таблица 4

Напорная характеристика скважины № Х

Q, м3/сут	Ндин, м	ω, м/с	Re	λ	hтр, м	Hг, м	Напор, м
0	332,5	-	-	-		103,2	332,5
5	522,4	0,029	327,6	0,195	0,29	103,2	491,7
10	712,4	0,058	655,3	0,0977	0,57	103,2	682,0
20	1092,4	0,117	1310,5	0,0488	1,14	103,2	1062,5
30	1472,4	0,175	1965,8	0,0326	1,71	103,2	1443,1
35	1662,4	0,204	2293,5	0,0279	2,00	103,2	1633,4
40	1852,4	0,233	2621,1	0,0442	4,14	103,2	1825,5
45	2042,4	0,262	2948,7	0,0429	5,09	103,2	2016,5
50	2232,4	0,291	3276,4	0,0418	6,12	103,2	2207,5

Рис.3. Напорная характеристика скважины № Х

III) Подбор насоса.

1) Пересчитаем на вязкую жидкость характеристику насоса ВНН4-30-3235.

Берём из каталога насосов «Новомет» характеристики ступени насоса по воде (табл. 5):

Таблица 5

Характеристики ступени насоса ВНН4-30 на воде


Таблица 6

Характеристика насоса ВНН4-30-3235 на воде

Q, м3/сут	Н, м	КПД, доли. ед	N, кВт
0	3850,3	0,00	15,84
5	3732,0	0,12	17,42
10	3676,7	0,21	19,80
15	3637,3	0,29	21,38
20	3566,3	0,35	23,76
25	3432,2	0,38	25,34
30	3234,9	0,40	27,72
35	2950,9	0,39	30,10
40	2587,9	0,37	32,47
45	2154,0	0,32	34,06
50	1664,8	0,26	36,43
55	1144,1	0,19	38,81
60	607,5	0,10	41,18

Произведем пересчет на вязкую жидкость по методу Ляпкова П.Д:

1. Вычислим по (49) коэффициент быстроходности ступени насоса:



2. Вычисляем по (48) число Рейнольдса потока в каналах центробежно-вихревого электронасоса (см. табл. 7):



3. Т.к. при режим потока турбулентный, то пересчётные коэффициенты рассчитываем по (51, см. табл. 7):





5. Далее по имеющимся данным строим совмещенную характеристику насоса ВНН и скважины для определения соответствия насоса заданным условиям (рис. 4):
Таблица 7

Расчёты характеристик насоса ВНН4-30-3250 на в/н смеси

Шаг, м3/с	Дебит, м3/с	Кин. Вязкость ( ), м2/с	Число Re	KH, доли. ед.	Кк.п.д. доли. ед.
0,166	0,000058	0,000004	754,9	1,023	0,723
0,332	0,000115	Коэф. Быстроходности ступ. Насоса	1509,8	0,989	0,825
0,498	0,000173		2264,7	0,979	0,868
0,664	0,000231	66,43	3019,6	0,746	0,801
0,830	0,000288		3774,5	0,721	0,804
0,996	0,000346		4529,4	0,702	0,802
1,162	0,000403		5284,3	0,688	0,797
1,328	0,000461		6039,2	0,677	0,790
1,494	0,000519		6794,1	0,670	0,781
1,660	0,000576		7549,0	0,666	0,770
1,826	0,000634		8303,9	0,665	0,758
1,992	0,000692		9058,8	0,666	0,745

Таблица 7 (Продолжение)

Пр-ть насоса на в/н смеси, м3/с	Пр-ть насоса на в/н смеси, м3/сут	К.П.Д. насоса на в/н смеси, доли.ед.	Напор насоса на в/н смеси, м
0,000059	5,09	0,087	3816,91
0,000114	9,85	0,173	3637,23
0,000169	14,62	0,252	3559,34
0,000172	14,86	0,280	2660,13
0,000208	17,96	0,305	2476,23
0,000243	20,99	0,321	2272,31
0,000278	23,98	0,311	2029,98
0,000312	26,99	0,292	1752,89
0,000348	30,04	0,250	1443,57
0,000384	33,17	0,200	1108,95
0,000422	36,42	0,144	760,60
0,000461	39,80	0,075	404,66

Рис. 4 Совмещённый график характеристик насоса на воде и в/н эмульсии и скважины

Как видно из рисунка 4, Насос ВНН4-30-3250 не подходит, так как необходимая подача 30 м³/сут и точка пересечения напорной характеристики скважины и насоса (рабочая точка) на в/н эмульсии не входят в рабочую область насоса (максимального К.П.Д.) пересчитанную на в/н эмульсию.

2) Пересчитаем на вязкую жидкость характеристику насоса ВНН5-44-1920, имеющего 350 ступеней.

Берём из каталога насосов «Новомет» характеристики ступени насоса по воде (табл. 8):

Таблица 8

Характеристики ступени насоса ВНН5-44 на воде



Таблица 9

Характеристика насоса ВНН5-44-1920 на воде

Q, м3/сут	Н, м	КПД, доли. ед	N, кВт
0	2285,5	0,00	19,60
5	2243,5	0,07	18,20
10	2212,0	0,14	17,50
15	2180,5	0,21	17,50
20	2149,0	0,27	17,85
25	2117,5	0,33	18,20
30	2082,5	0,38	18,55
32	2065,0	0,40	18,90
40	1977,5	0,45	19,95
44	1918,0	0,47	20,30
50	1799,0	0,48	21,00
55	1673,0	0,48	21,70
60	1529,5	0,46	22,40
65	1365,0	0,44	23,10
70	1190,0	0,40	23,80
75	1004,5	0,35	24,50
80	801,5	0,29	25,20
85	584,5	0,22	25,90
90	350,0	0,13	26,25
98	0,0	0,00	26,60

Проводим такие же вычисления как и при подборе первого насоса, строим совмещенную характеристику насоса ВНН и скважины для определения соответствия насоса заданным условиям (рис. 5):



Рис. 5 Совмещённый график характеристик насоса на воде и в/н эмульсии и характеристики скважины

Как видно из рисунка 5, Насос ВНН5-44-1920 подходит, так как необходимая подача 30 м³/сут и точка пересечения напорной характеристики скважины и насоса на в/н эмульсии входят в рабочую область насоса (максимального К.П.Д.) пересчитанную на в/н эмульсию. Из рисунка видно, что выбранный насос будет обеспечивать необходимую подачу 30 м³/сут и давать необходимый напор 1443,1 м.

IV) Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления.

1. Выбираем трёхжильный круглый кабель КРБК 3х16 сечением 16 мм² и диаметром 29,3 мм. На длине насоса и протектора берём трёхжильный плоский кабель КРБП 3х10 сечением 10 мм² и толщиной 12,2 мм.

Потери электроэнергии в кабеле КРБК 3х16 длиной 100 м определяются по формуле:

,

где I - рабочий ток в статоре электродвигателя;

R– сопротивление в кабеле.

Сопротивление в кабеле длиной 100 м может быть определено по формуле:

,

где -удельное сопротивление кабеля, - сечение жилы кабеля.





Общая длина кабеля будет равна сумме глубины спуска насоса (1700 м) и расстояния от скважины до станции управления (10 м). Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 1760 м.

В этом кабеле сечением 16 мм² потери мощности составят:



2. Выбор двигателя.

Мощность двигателя, необходимую для работы насоса, определяем по формуле:

,

где ,

При потере 6,3 кВт мощности в круглом кабеле потребляемая мощность составит:

.

Принимаем электродвигатель ПЭД-20-103, с номинальной мощностью 22 кВт, диаметром 103 мм, остальные характеристики представлены в таблице 10.

Таблица 10

Характеристика погружного электродвигателя ПЭД-20-103

Номинальная мощность, кВт	22
Напряжение линейное, В	700
Сила номинального тока, А	31
Частота, Гц	50
Частота вращения синхронная, мин-1	3000
Скольжение, %	6,5
Коэффициент мощности	0,77
К.П.Д., %	76
Температура окружающей среды, 0С	70
Тип гидрозащиты	1ГБ1
0,Скорость охлажд. жидкости, м/с	0,06

Габаритный диаметр агрегата с учётом плоского кабеля равен:



где - наружный диаметр электродвигателя; - наружный диаметр насоса, - толщина плоского кабеля; - толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.



Габаритный размер агрегата с учётом насосных труб и круглого кабеля:



где - диаметр муфты насосной трубы; - диаметр круглого кабеля КРБК 3х16.



3. Выбор автотрансформатора.

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной его обмотке необходимо найти величину падения напряжения в кабеле по формуле:



где - активное удельное сопротивление кабеля в Ом/км; - индуктивное удельное сопротивление кабеля в Ом/км (для кабелей КРБК 3х16 приближенно ); - коэффициент мощности установки; - коэффициент реактивной мощности, - рабочий ток статора (см. табл. 10); - длина кабеля (длина кабеля от скважины до станции управления принята в 10 м).

Активное удельное сопротивление кабеля определяем по формуле:



Величина для электродвигателя ПЭД-20-103 равна 0,77 (см. табл. 10), угол , а .

Находим потери напряжения в кабеле:



Для электродвигателя ПЭД-20-103 с напряжением 700 В требуется напряжение на вторичной обмотке автотрансформатора с учётом потери в кабеле:



Этому требованию удовлетворяет автотрансформатор АТС-3-75 (положение клемм А₁В₁С₁).

4. Подбор станции управления.

Критерием подбора станции управления является потребляемая мощность ПЭД, т.к. в данном случае потребляемая мощность не превышает 100 кВт, то в качестве станции управления применим устройство ШГС-5804-49АЗУ1.

5. Определение удельного расхода электроэнергии, приходящейся на 1 т нефти:



где - высота подачи жидкости; - общий к.п.д. установки; - к.п.д. труб (принимаем); - к.п.д. насоса; - к.п.д. двигателя при полной его загрузке (принимаем ); - к.п.д. кабеля, который в зависимости от сечения, длины, силы тока и температуры колеблется в пределах 0,7-0,95 (принимаем -к.п.д. автотрансформатора.

Таким образом,



Удельный расход электроэнергии: