МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
Скачать 0.99 Mb.
|
Тема: Проектирование технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН Учебная цель: сформировать умение выполнять расчеты по проектированию технологического режима работы скважин, оборудованных УЭЦН Ход работы: 1. Внимательно прочитайте задания 2. Выполните расчеты Задание 1. Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ПЦЭН. Исходные данные для расчёта в таблице 4. Таблица 4. Исходные данные для расчета
Методические указания по выполнению задачи №1 1. Рассчитываем оптимальное давление на приеме насоса: При nв ≤ 0,6: Ропт = Рнас (0,325-0,316∙nв нд/ н.пл (36) При nв≥0,6: Pопт=Pнас (6,97∙nв-4,5∙nв2 – 2,43) нд/ н.пл (37) 2. Рассчитываем допускаемое давление на приеме насоса. При nв ≤ 0,6: Ропт=Рнас (0,198-0,18∙nв) нд/ н.пл (38) При nв≥0,6: Pопт=Pнас (2,62∙nв-1,75∙nв2 – 0,85) нд/ н.пл (39) 2. Рассчитываем предельное давление на приеме насоса. Рпред =Рнас (0,125-0,115∙nв) нд/ н.пл (40) Задание 2. Скорректировать паспортную характеристику ПЦЭН. Исходные данные в таблице 5. Таблица 5. Исходные данные
Методические указания по выполнению задачи №2 По паспортной характеристики данного насоса находим основные параметры для подач: 100,200,300,400 и 500м3 /сут. и представляем их ниже: Подача Q, м3 /сут 100 200 300 400 500 Напор Н,м …. … … … …. КПД, ŋ …. … … … …. Рассчитываем снижение напора: ΔН=0,92∙Нопт / (3,9+0,23∙Qопт) (41) Где Нопт и Qопт – соответственно паспортные данные напора и подачи на оптимальном режиме работы насоса. Рассчитываем реальный напор Н’ и КПД ŋ’ для принятых Q1, Q2, Q3 и т.д. по формулам: Hi= Hi – ΔН, (42) ŋi = ŋi (1- ΔН/ Hi), (43) 4.Результаты представляем в виде таблицы
5. По вычисленным значениям Н’ и ŋ’ строят реальные характеристики Qi –H’ и Qi - ŋ’. Мощностная характеристика остается без изменений (Q-N). Задание 3. Рассчитать гидродинамическую характеристику скважины, выбрать типоразмер ПЦЭН и глубину его спуска. Исходные данные взять из таблицы 6. Таблица 6. Исходные данные
Методические указания по выполнению задачи №3 Вычисляем минимально забойное давление: Pз.min.=0,75∙Pнас, МПа, (44) Вычисляем дебит скважины: Qф=К∙ (Рпл — Pзаб) , (т/сут), (45) Задаемся значениями дебитов (подач): Q1, Q2, Q3 (м3/ сут.) Вычисляем глубину спуска насоса для заданных подач (при Q1, Q2, Q3) , м (46) где Lc – глубина скважины, м Pопт - оптимальное давление на приеме насоса, МПа Q – дебит, м3/сут. К – коэффициент продуктивности, м3/ (сут∙МПа) Pпл – пластовое давление МПа ρ'ж - средняя плотность жидкости, кг/м3 ρ'ж = (ρнп+ ρнд)/2, кг/м3 (47) Для каждой глубины спуска насоса находим (по рис. 2.) давление на выкиде насоса Pвых1, Pвых2, P вых3. На оси давлений откладывают давление Pу , и проводит линию до пересечения с кривой, соответствующей обводненности, прибавляют глубину спуска насоса HH. Из данной глубины проводят линию до пересечения с кривой, соответствующей обводненности и получают давление на выкиде насоса Pвых. Рассчитываем потребное давление (давление необходимое для подъема заданного Q на поверхность): PH =Pвых – Pопт, МПа (48) Вычисляем потребные напоры: H = (Pвых – Pопт)∙106/ (ρ'ж ∙g), м (49) По результатам расчета строим зависимость H= f (Q). Построенную графическую зависимость совмещают с реальными характеристиками ПЦЭН (справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова, стр.360-361). Точка пересечения характеризует возможные совместные режимы работы системы. Рассчитать глубину спуска выбранного насоса по (по формуле 46.) В соответствии с технической характеристикой УПЦЭН , выбираем погружной электродвигатель (справочная книга по добыче нефти под ред. Ш.К. Гиматудинова стр. 384). Рисунок 2. Экспериментальные кривые распределение давления (ρв = 1170 кг/м3). 1,2,3 и т.д. – соответственно при обводненности В = 0,1;0,2; 0,3, и т.д. 10. Определяем основной диаметр агрегата. Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеют ввиду, что погружной агрегат и ближайшие к агрегату трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совестно. Зная глубину спуска, искривлённость скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимые зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя, связанные с мощностью погруженного агрегата. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин с диаметром колонн до 219мм принимают равным 5-10мм. Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром эксплуатационной колонны и допустимым зазором. Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля (рисунок 3.) , (50) где Dэд – наружный диаметр электродвигателя DH - наружный диаметр насоса; hk – толщина плоского кабеля; S – толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату. hk =13,1мм, S = 1мм. Рисунок 3 . Схема расположения погружного агрегата, насосных труб и кабеля Основной размер агрегате с учетом насосных труб и круглого кабеля (см. рис.3.) , (51) где dм - диаметр муфты насосной трубы, определяется по таблице (Юрчук "Расчеты в добыче нефти, стр. 249 ) в соответствии с рисунком 4 , dк =32,1мм – диаметр круглого кабеля. Кр БК3х25. Рисунок 4. Кривые потерь напора в насосных тубах Для определения диаметра труб необходимо из точки дебита провести вертикаль вверх до пересечения кривых потерь напора в трубах разного диаметра. Затем исходя из предварительно принятого к.п.д. ( например 0,94), найти в пересечении указанной вертикали с линией 0,94 необходимый диаметр труб. При пересечении кривых для труб нескольких диаметров предпочтение отдают тому, который дает более высокий к.п.д., учитывая при этом также прочность труб и возможность размещения их в скважине Если Аmax > Dmax, что может иметь место при большом диаметре насосных труб, то выше агрегата следует установить 10-150м. насосных труб меньшего диаметра, то Аmax < Dmax. |