Главная страница
Навигация по странице:

  • , оборудованных УЭЦН Учебная цель

  • Задание 1.

  • Методические указания по выполнению задачи №1

  • Варианты 1,3,5,7,9 2,4,6,8,10 11,13,15,17,19

  • Варианты 22,24,26,28,30 14,12,16,18,20 21,23,25,27,29

  • Методические указания по выполнению задачи №2

  • Методические указания по выполнению задачи №3

  • заб

  • МУ ПР ОНГМ-22. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г


    Скачать 0.99 Mb.
    НазваниеМетодические указания к практическим занятиям по дисциплине Освоение нефтяных и газовых месторождений Шымкент 2021г
    Дата08.02.2022
    Размер0.99 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаМУ ПР ОНГМ-22.docx
    ТипМетодические указания
    #355046
    страница5 из 11
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
    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

    Наименование данных

    Варианты


    1,11,

    21,10

    6,16,

    26

    7,17,

    27

    8,18,

    28

    9,19,

    29

    2,12,

    20,22

    3,13,

    23

    4,14,

    24

    5,15,

    25

    Давление насыщения, Рнас, МПа

    8,7

    6,5

    7,4

    7,1

    7,4

    8,3

    6,8

    7,3

    7,1

    Вязкость пластовой нефти Мн.пл.,

    м Па*с

    14,1

    17,6

    37,5

    17,5

    17,3

    13,1

    29,7

    29

    29

    Вязкость дегазированной нефти Мн.д.,м Па*с

    29

    31

    50

    35

    35,1

    30

    49

    49

    48,9

    Обводненность продукции, nb

    0,125

    0,4

    0,2

    03

    0,7

    0,13

    0,135

    0,5

    0,6


    Методические указания по выполнению задачи №1

    1. Рассчитываем оптимальное давление на приеме насоса:

    При nв ≤ 0,6:

    Ропт = Рнас (0,325-0,316nв 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:

    Роптнас (0,198-0,18nв) 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 нас (0,125-0,115nв) нд/ н.пл (40)
    Задание 2. Скорректировать паспортную характеристику ПЦЭН. Исходные данные в таблице 5.

    Таблица 5. Исходные данные

    Варианты__1,3,5,7,9__2,4,6,8,10__11,13,15,17,19'>Варианты

    1,3,5,7,9

    2,4,6,8,10

    11,13,15,17,19

    ПЦЭН

    ЭЦН5А-360-600

    1ЭЦН6-500-750

    ЭЦН5 130-1200

    Варианты

    22,24,26,28,30

    14,12,16,18,20

    21,23,25,27,29

    ПЦЭН

    1ЭЦН6-500-450

    1ЭЦН6-250-1050

    1ЭЦН6-350-850


    Методические указания по выполнению задачи №2

    1. 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 …. … … … ….


    1. 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.


    1. 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

    Подача Q, м3 /сут






















    Напор Н’,м






















    КПД, ŋ’























    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

    Наименование данных

    варианты

    1,11,

    21

    2,12,

    22

    3,13,

    23

    4,14,

    24

    5,15,

    25

    6,16,26

    7,17,27

    8,18,28

    9,19,29

    10,20,30

    Глубина скважины Lc

    1800

    1850

    1900

    1950

    2000

    2050

    2100

    2080

    1900

    1970

    Пластовое давление, Pпл, МПа

    19

    18,5

    19,2

    19,5

    18,3

    18,9

    18,1

    19,1

    19,3

    18,4

    Коэффициент продуктивности, К, м3/ (сут∙МПа)

    29

    30

    31

    33

    32

    33

    34

    31

    35

    32

    Объемная обводненность, В

    0,25

    0,3

    0,4

    0,5

    0,2

    0,3

    0,35

    0,25

    0,3

    0,2

    Плотность воды ρв, кг/м3

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    1170

    Давление на устье Ру, МПа

    0,5

    0,6

    0,5

    0,4

    0,6

    0,7

    0,5

    0,6

    0,4

    0,6

    Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс , м

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    0,168

    Давление насыщения, Pнас, МПа

    9,9

    8,7

    8,3

    8,9

    7,5

    7,8

    7,8

    8,7

    9

    7,5

    Оптимальное давление у приема насоса Pопт , МПа

    3

    2,5

    3,1

    5,1

    4

    2

    2,5

    3

    3,2

    4

    Плотность пластовой нефти,

    ρпн, кг/м3

    874

    874

    895

    869

    869

    872

    884

    881

    869

    874

    Плотность дегазированной нефти, ρдн, кг/м3

    893

    893

    907

    893

    885

    893

    895

    892

    885

    893



    Методические указания по выполнению задачи №3

    1. Вычисляем минимально забойное давление:

    Pз.min.=0,75∙Pнас, МПа, (44)

    Вычисляем дебит скважины:

    Qф=К∙ (РплPзаб) , (т/сут), (45)


    1. Задаемся значениями дебитов (подач): Q1, Q2, Q3 3/ сут.)




    1. 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)


    1. 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.

    1. Рассчитываем потребное давление (давление необходимое для подъема заданного Q на поверхность):

    PH =Pвых – Pопт, МПа (48)


    1. Вычисляем потребные напоры:

    H = (Pвых – Pопт)∙106/ (ρ'ж ∙g), м (49)


    1. 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.

    2. Рассчитать глубину спуска выбранного насоса по (по формуле 46.)

    3. 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

    в = 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.
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


    написать администратору сайта