МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
 Скачать 0.99 Mb.
|
|
Ход работы: 1. Внимательно прочитайте задания 2. Выполните расчеты Методические указания по выполнению задачи №1 1.Определяем фактический дебит скважин по уравнению Qф=К∙ (Рпл — Pзаб) , (т/сут), (1) где: К- коэффициент продуктивности, т/сут ∙МПа 2. Определяем длину спуска насоса по формуле  , (2)Где рсм плотность смеси (пластовой жидкости ) , кг/м3. Оптимальное давление на приеме насоса определяется из выражения Рпр.опт=0,3∙Рнас, (3) рсм - определяется с учетом процентного содержания воды в нефти по формулам если пв>80% , то pсм=pв∙nв+рн∙(1- пв), кг/м3; (4) если nв<80% , то  ;кг/м3 (5)3. Определяем теоретическую подачу Qоб.теор.= Qф /( pсм ∙ η) , м3 / сут ,(6) где η -коэффициент подачи (η =0.6-0.8) 4. По диаграмме Адонина, зная объемную производительность и глубину спуска насоса , находим область , в которой находится станок-качалка и диаметр насоса для заданных условий. 5. Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска: невставной ( трубный) до 1500 м , вставной свыше 1500 м. 6. Выбираем диаметр НКТ по таблице 2. Таблица 2.
7. Выбираем по рекомендациям таблицы (стр.256 Юрчук A.M. «Расчеты в добыче нефти» ) или по Номограмме Грузинова конструкцию колонны штанг. 8. Определяем фактическое число качаний, зная максимальную длину хода плунжера фактическую производительность по формуле: n  , (7)где Fпл= (π∙Dпл2 / 4) ∙ 10-4, м2 (8) 9.Определяем необходимую мощность и выбираем тип электродвигателя N=0,000401 ∙  ∙Dпл2∙Sпл∙рсм∙H'дин∙ ( (1- η ск∙ η нас )/ (η нас∙ η ск) + η) ∙ К, кВт, (9)H'дин = Hскв - Ндин, превышение над динамическим уровнем, м , Н дин -динамический столб жидкости , м Н дин=  , (10)η нас - КПД насоса η нас=0,9 η скв - КПД станка-качалки η скв = 0,8 К - коэффициент уравновешенности станка-качалки К=1,2 По выбранной конструкции колонны штанг проверяем материал штанг на прочность. Производим расчет экстремальных нагрузок, действующих на штанги а).Вычисляем критерий Коши F= π ∙n∙L / 30∙ a , (11) Где n -число качаний балансира в минуту L- глубина спуска насоса в скважину (м) а- скорость звука в колонне штанг (м/с) для одноступенчатой а=4600 для двухступенчатой а=4900 для трехступенчатой а=5300 б) Определяем максимальную нагрузку по формуле Муравьева: Рmах=Рж+Рш( в+т ), (12) Где Рж - полный вес столба жидкости, Н Pж=( Fпл∙L∙pсм∙g)/10 4, (13) Fпл -площадь сечения плунжера, см2 L- глубина спуска насоса, м pсм -плотность смеси, кг/м3 Рш -полный вес насосных штанг Pш=q1l1+q2l2, H (14) Где q1,q2 -вес на 1м насосных штанг l1=L∙n п- процентное соотношение данного диаметра штанг (берется из таблицы стр.256 Юрчук A.M. «Расчеты в добыче нефти» ) l1- длина первой ступени штанг, м l2- длина второй ступени штанг, м т = S∙n/1440 т - фактор динамичности в =( ршт - рсм) /ршт в- коэффициент потери веса штанг в жидкости ршт = 7850 кг/м3 по формуле Чарного : Pmax= Pж +Pш (в + S∙n2 /1800 ∙ tg µ / µ), (15) Гдеtgµ/µ - коэффициент, учитывающий вибрацию штанг, µ - параметр характеризующий режим откачки, равный 0,455∙180/3,14=25,4 градус / с tg µ/µ =25,4/0,455=0,470/0,445=1,055 в) Определяем минимальную нагрузку по формуле Чарного Pmin=Рш( в- S∙n2 / 2400 ), (16) г) Определяем диапазон изменения результатов по минимальной и максимальной нагрузкам. Для дальнейших расчетов используем экстремальные значения Pmax , Pmin Рассчитываем максимальное напряжение цикла бmax=(Pmax / fшт )∙ 10 -6 МПа , (17) где fшт = π∙dшт 2 /4 Рассчитываем минимальное напряжение цикла бmin=(Pmin / fшт )∙ 10 -6 МПа (18) Рассчитываем амплитудное напряжение цикла ба =( б мах – бmin) /2, (19) Рассчитываем среднее напряжение цикла бср =( б мах + бmin) /2, (20) Рассчитываем приведенное напряжение цикла бпр =  , (21)Сравниваем полученное значение с допускаемым приведенным напряжением используемой колонны штанг и делаем вывод о правильности выбора колонны штанг. 11. Выбираем оптимальный режим работы станка-качалки выбранной марки. При выборе оптимального режима работы следует исходить и условия получения минимальных напряжений в штангах, а следовательно, и минимальной нагрузки на головку балансира с последующей проверкой прочности штанг на разрыв и выносливость (частотность обрыва). Для указанного условия (минимума напряжений в штангах) основные параметры работы насоса связаны между собой следующей зависимостью: n = 8,9 ·  ; (22)Fпл = 0,29 ·  , (23)Где qcp=(q1∙n1+q2∙n2)∙g / 100, Н/м, (24) Dпл =  , (25)Для определения наивыгоднейшего режима, соответствующего минимальному напряжению в штангах, возьмем ряд возможных режимов. Вначале задаемся для принятого типа станка-качалки Sпл и подсчитываем число качаний по формуле (22), площадь плунжера по формуле (23), максимальную нагрузку по формуле (27), диаметр плунжерапо формуле (25) . Затем задаемся стандартными значениями п и находим по формуле соответствующие им значения Fm. На основе вычисленных значений Fm и принятых значений п находим по формуле (26) величину Sпл S =  , (26)Pmax =  + qср · L · g · (b +  ), (27)Результаты вычислений сведем в таблицу : Таблица. Режимные параметры работы штангового насоса
Наивыгоднейшим режимом работы насоса считается тот при котором будут минимальные напряжения в колонне штанг и близкие значения числа качаний и длины хода плунжера к расчетным фактическим данным. Проверим наиболее близкие к оптимальному режимы на выносливость штанг, характеризуемые частотой их обрыва. Ввиду того, что наибольшее число обрывов наблюдается, как правило, в верхней части колонны штанг, расчет ведем для верхней ступени. К = п ( Dnл/ dшт), (28) п - число качаний для данного режима(берется из таблицы), Dпл - диаметр плунжера, см Dшт- диаметр верхней ступени штанг, см. Наиболее выгодным режимом с обрывов штанг является режим с наименьшим коэффициентом К. Если полученные расчетным путем режимные параметры (Dпл и п) получились нестандартными, принимая для наивыгоднейшего режима стандартный диаметр плунжера, найдем необходимое число качаний в минуту n = nрасч (Dпл.расч/Dстанд),кач/мин По справочнику для принятого типа станка-качалки наводим стандартные числа качаний. Берем ближайшее большее число качаний. Если же по режиму работы скважины это недопустимо, то необходимо изготовить шкив соответствующего диаметра и установить его на электродвигателе. Диаметр этого шкива определяется по формуле: dэл= n∙dp∙I / nэл, (29) Где d - диаметр шкива редуктора; i- передаточное число редуктора. пэл - число оборотов вала электродвигателя в минуту. п - число качаний в минуту. Задание 2. Определить по диаграмме работу глубинного штангового насоса (рис. 1.) максимальную и минимальную нагрузки на сальниковый шток, амплитуду колебаний нагрузки, максимальное напряжение в верхней штанге и коэффициент подачи насосной установки. Исходные данные в таблице 3. Таблица 3. Исходные данные
 Рисунок 1. Динамограмма работы штангового насоса Методические указания по выполнению задачи №2 1) Определяем максимальное усилие Рмах ( точка М) 2) Определяем минимальное усилие Pmin ( точка А) 3) Определяем амплитуду колебаний нагрузки за 1 цикл (ход верх и вниз ) ба =Pmax - Pmin, (30) 4) Определяем максимальное напряжение в верхней штанге по формуле (17) . 5) Определяем потерю хода плунжера (рис 1. отрезок в-В) вследствие деформации насосных штанг и труб . 6) Определяем коэффициент подачи насосной установки, учитывающий наполнение насоса и упругие удлинения штанг и труб (равен отношению отрезков). η = BC / Ad Практическая работа № 8 Выбор оборудования для эксплуатации ПЭЦН На сегодняшний день основным способом добычи нефти является эксплуатация скважин установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Это обусловлено тем, что в условиях необходимости максимального отбора нефти и увеличивающейся обводненности месторождений они имеют следующие преимущества по сравнению с другими способами добычи (высокая производительность, простота монтажа и обслуживания, относительно большой межремонтный период и т.д.). Однако при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, нефтедобывающие компании сталкиваются с различными трудностями, такими как нестабильная работа установок в осложненных условиях, обусловленная множеством факторов [1]. Одним из таких факторов является повышенное газосодержание в скважине, которое приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, уменьшению его межремонтного периода и вследствие к снижению экономической рентабельности разработки. При подъеме нефти на поверхность выделяется газ, накапливающийся в затрубном пространстве добывающих скважин (между колоннами насоснокомпрессорных труб и обсадной колонной). Избыточное количество этого газа приводит к нежелательным последствиям в эксплуатации скважин, таким как увеличение динамического уровня в скважине и образование газогидратов. В условиях наличия свободного газа в добываемой продукции может снизиться напор и соответственно КПД установки электроцентробежного насоса, происходит перегрев оборудования из-за недостаточного охлаждения, возникают риски срыва подачи и внутрисменные простои, что приводит к преждевременным отказам оборудования. С увеличением количества свободного газа повышается количество необходимых ступеней УЭЦН, снижается их напорная характеристика, что вызывает уменьшение депрессии, 12 оказываемой на пласт, и ведет к снижению дебита скважины. Для минимизации количества отказов оборудования, увеличения КИН и стабилизации работы УЭЦН в осложненных газовым фактором условиях разрабатываются и внедряются новые технологии и оборудование. Электроцентробежная насосная установка (УЭЦН) представляет собой комплекс оборудования, предназначенный для механизированной добычи жидкости нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси с помощью центробежного насоса, который соединен с погружным электродвигателем. Область применения установки – высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитами 10÷1300 м3 /сут и высотой подъема 500÷3500 м. Межремонтный период установок в среднем составляет 300 суток и более. Недостаточно высокая подача штанговых глубинных насосов, необходимость установки громоздкого оборудования ( механизмов с движущимися частями, металлоемких станков- качалок и массивных фундаментов ) опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин, сравнительно небольшой межремонтный пробег ( 2750 час) и другие причины ограничивают область применения штанговых глубинных насосов. В связи с этим на практике применяются бесштанговые насосы, из которых наиболее распространены центробежные электронасосы. Отличительной чертой таких насосных установок является перенос двигателя непосредственно к месту установления насоса. Установка погружного центробежного насоса ( УПЭЦН) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на НКТ, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. В свою очередь погружной насосный агрегат состоит из: - многоступенчатого центробежного насоса; погружного электродвигателя ; протектора или протектора с компенсатором. Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов (УГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) - на долю УПЦЭН приходится примерно зри четверти всей добываемой в отрасли жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок. Рассмотрим принципиальные вопросы эксплуатации добывающих скважин бесштанговыми насосами. Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса деформируются, а при определенном газосодсржании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные промысловые исследования работы ПЦЭН позволили выделить три качественно различных области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, реальные (фактические) характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик без присутствия свободного газа, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт (насос работает в первой области). Вторая область работы ПЦЭН характеризуется увеличением количества газа на приеме, вследствие чего реальные характеристики отклоняются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допускаемым давлением на приеме Рдоп . Третья область работы ПЦЭН характеризуется значительным количеством свободного газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса становится равным 0. Давление, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Рпред. Практика широкого применения ПЦЭН для эксплуатации скважин выявила некоторое несоответствие реальной стендовой характеристики (при испытании насоса на пресной воде) ее паспортной характеристике (при испытании насоса также на пресной воде). Как правило,стендовая (реальная) характеристика располагается несколько ниже паспортной. Характеристикой центробежного насоса называется совокупность графических зависимостей напора Н, потребляемой мощности N и КПД η от подачи Q. В технической и справочной литературе для каждого типоразмера ЦЭН имеются паспортные характеристики. При подборе ПЦЭН для эксплуатации скважин необходимо предварительно скорректировать паспортную характеристику для получения реальной характеристики насоса. Реальную характеристику можно получить после проведения стендовых испытаний каждого насоса при работе его на пресной воде. Однако на практике этот путь не всегда легко осуществим по целому ряду объективных причин. В этих случаях реальную характеристику можно определять, используя паспортную. 1. Для данного насоса выбирают ряд значений подач Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д., часть из которых находится слева, а часть - справа от оптимальной подачи данного насоса Q опт (оптимальная подача соответствует максимальному значению КПД - η mах) 2. Для выбранных подач с паспортной характеристики этого насоса вычисляют соответствующие им напоры Н1, Н2, Н3, Н4 и т.д.), а также КПД η1 ,η2, η3, η4 и т. д. 3. При соответствующих подачах Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д рассчитывают снижение напора ∆Н 4. Рассчитывают реальные напор Н' и КПД η ' для принятых подач Q1, Q2, Q3, Q4 и т.д. По вычисленным значениям Н' и η ' строят реальные характеристики Qi - Нi' и Qi- η i '). Мощностная характеристика Q -N остается без изменений. Известно множество различных методик подбора установки ПЦЭН как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют большого количества информации. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора ПЦЭН базируется на результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях РФ. Суть метода подбора ПЦЭН заключается в построении гидродинамической характеристики скважины и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения характеризуют совместные режимы работы скважины и насоса. Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная харакгеристика работы пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) Н = f (Q). Дальнейшее изложение справедливо для прямолинейной индикаторной линии скважины. Рзаб=Рпл-Q/Кпр, (31) где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/(суг ∙ МПа) ; Q - дебит скважины, равный подаче насоса, м3/сут. Давление на приеме насоса Pпр = Pзаб - (L c -Hн)/рж'∙g, (32) где р 'ж - плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема насоса, кг/м3 ; Принимая давление на приеме оптимальным Рот из (31) получаем H_H=L_c+((P_опт+Q/Kпр-P_пл)∙〖10〗^6)/(ρ_ж^'∙g), (33) Таким образом, по (32) для заданного дебита Q и определенного давления Ропт вычисляется глубина спуска насоса Нн. Затем по соответствующим кривым (рисунок 2) в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса Рвых при заданной подаче Q. Давление Рн, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается по формуле Рн = Рвых - Ропт, (34) При необходимости пересчета давления Рн в напор выражение (33) записывают в виде H = (Pвых – Pопт)∙106/ (ρ'ж ∙g), (35) Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие Hн, Рвых, Рн(Н) и строят графическую зависимость Рн (Н) = f (Q), которая совмещается с реальными характеристиками ПЦЭН. Точки пересечения характеризуют возможные совместные (согласованные) режимы работы системы. После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой установок ПЦЭН определяется полный комплект установки ПЦЭН. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||