уэцн. Уэцн. Методические указания к курсовому проектированию (задание по уэцн) Для студентов специальности 130503
 Скачать 307.5 Kb.
|
1 2 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Самарский государственный технический университет Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ (ЗАДАНИЕ ПО УЭЦН) Для студентов специальности 130503 Составил: Баландин Л.Н. Самара - 2008 г. ОГЛАВЛЕНИЕ Цели и задачи курсового проектирования Тематика курсового проекта Содержание курсового проекта Методические указания Теоретические положения Последовательность выполнения расчетной части Основные требования к оформлению пояснительной записки Список рекомендуемой литературы ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ Разработка, оформление и защита курсового проекта является одной из первых самостоятельных инженерных работ по профилирующей дисциплине. Помогает приобрести навыки применения полученных при изучении специального курса знаний для решения конкретных практических задач и одновременно помогает подготовиться к решению более сложной комплексной задачи- выполнению дипломного проекта. Курсовое проектирование позволяет углубить и обобщить знания, полученные студентом на лекциях, во время лабораторных занятий и напроизводственной практике. В процессе самостоятельной работы над курсовым проектом студент знакомится с фактическими геолого-промысловыми данными, со справочной и периодической технической литературой, современными достижениями в науке, научно-исследовательскими материалами, ГОСТами, каталогами, иностранной литературой и др. Курсовое проектирование развивает навыки проведения технических расчетов, построения различных схем и графиков, составления технических записок. Выполнение курсового проекта является заключительным этапом при изучении курса «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». ТЕМАТИКА КУРСОВОГО ПРОЕКТА Типовым заданием на курсовое проектирование является одна из след. тем: 1.Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования; 2.Анализ работы фонда скважин, оборудованных ШСНУ и расчет параметров оборудования; 3.Анализ работы фонтанного фонда скважин и расчет фонтанного подъемника. Вместо типового возможно индивидуальное задание по согласованию с преподавател ем. СОДЕРЖАНИЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Графическая часть должна отражать основное содержание пояснительной записки и содержать не менее четырех листов первого формата чертежей, схем, карт и графиков, в зависимости от задания (при этом один лист должен быть технического содержания). При защите проекта графическая часть должна быть представлена в формате А1 в качестве демонстрационного материала, а на формате А4 представляется в приложении пояснительной записки. Пояснительная записка (объемом 30-40 листов) должна включать в себя следующее; -титульный лист; -задание на курсовое проектирование; -содержание (оглавление); -введение; -основная часть; заключение; -библиографический список; -приложения. Титульный лист оформляется согласно образцу, представленному в приложении 1, основные требования к оформлению записки приведены в приложении 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по составлению курсового проекта на тему «Анализ фонда скважин и подбор оборудования в скважине, эксплуатирующейся с помощью УЭЦН» Написание курсового проекта студентом - это творческий процесс, в котором он показывает свои знания и способности в представлении материала. Примерное содержание курсового проекта : 1.Геологическая часть- кратко рассматривается геологическая характеристика объекта (пласта) разработки и насыщающих его флюидов. 2.Технологическая часть- предусматривает проведения анализа фонда действующих скважин с выявлением причин, осложняющих работу. 3.Расчетная часть- предполагает рассмотрение теоретических положений по эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН; проведение расчета по подбору УЭЦН к параметрам работы скважины; определение режима работы выбранной скважины. 4.Техническая часть –описание и назначение основных частей УЭЦН; методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН. 5.Графическая часть 5.1Карта разработки 5.2Технический чертеж ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Напорная характеристика скважины Напорная характеристика скважины определяется по формуле:  , где  - динамический уровень; hтр - напор с учетом трения;    НГ – напор газа в затрубном пространстве. Рис. 1 Напорные характеристики скважины Линия 1 – линия динамичес-кого уровня (  ) Линия 2 – напор с учетом давления на устье (Рбуф) Рбуф = Ру/g Линия 3 – напор с учетом сил трения (hтр)  Линия 4 – результирующий напор с учетом газлифтного эффекта Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), η(Q) (к. п. д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 2). Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка А: Q = 0; Н = Нmax) и без противодавления на выкиде (точка В: Q = Qmax; H = 0). Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и к. п. д. будет равен нулю. При определенном соотношении (Q и Н), обусловленном минимальными внутренними потерями насоса, к. п. д. достигает максимального значения, равного примерно 0,5 - 0,6. Обычно насосы с малой подачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный к. п. д. Подача и напор, соответствующие максимальному к. п. д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость η(Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допустима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений завесят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению к. п. Д. насоса (на 3 - 5%). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендованной областью (см. рис. 2, штриховка). Рис. 2.Типичная характеристика погружного центробежного насоса  Согласование напорных характеристик скважины и насоса Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины. На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 3). Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 3, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 3, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 3, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 3, штриховка). В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис. 4). Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qcкв на режиме ηmax , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С. Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на ΔР = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения  Здесь Z0 - общее число ступеней в насосе; Но - напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней. рис 3.Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.  рис 4. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах. При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса - это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности. Методика подбора ЭЦН к скважине Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы скважин. В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Точность промежуточных и конечных расчетных величин находится в пределах допустимых для промысловых условий значений. Конечная цель в данной методике- определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой данной скважины, т. е. нахождение условий совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса. 1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.  где: Lуд.-удлинение ствола скважины; Hс- глубина скважины по вертикали или длина ствола для искривленной СКВ., м Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см3.  Данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Р пр.> Рнас., а также может быть использована для условий Р пр.< Рнас в пределах βпр. не больше 10% по объему. При βпр.=0, Р пр.= Рнас , где: Р пр.-давление у приема насоса, атм., МПа; Рнас - давление насыщения нефти газом, атм., МПа; βпр- газосодержание у приема насоса, % объем. 3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см3.  где: ρ н.пл.- плотность пластовой нефти, г/см3; ρ в - плотность добываемой воды, г/см3; n- обводненность, % объем. 4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).  где: b пл.- объемный коэффициент пластовой нефти. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при см  5 сП) и n>60%. н.пл – вязкость пластовой нефти, мПа*с. Если см  5 сП или n<60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи) Kq= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544 Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора) Kн= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544 Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, м.  Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м Нд. – динамический уровень в скважине, м Рпл. – пластовое давление по скважине, атм, МПа. Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм, МПа. Рбуф. – давление на буфере скважины, атм, МПа. 8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут.  где: S1 и S2- численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса. Определяются аналитическим путем по трем точкам рабочей характеристики (q- H) данного типоразмера насоса: S1- (м); S2- (сут2/м3), табл.1. 9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут/м2.  10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м3/сут.  где: S2 –численный коэффициент, рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса, сут/м2, табл.1. 11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м3/сут.  Эта формула получена из условия совместного решения уравнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса 12. Проектное забойное давление в скважине, МПа.  13. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения,м.  14. Глубина подвески насоса в скважине, м.  15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.   16. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом, м3/сут. 
1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||