ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Отчет о практической работе по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

• Название: Отчет о практической работе по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
• Анкор: ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
• Дата: 23.06.2022
• Размер: 236.43 Kb.
• Имя файла: Otchyot_Nizaev_ZNB17-04B.docx
• Тип: Отчет; #612669
• страница: 4 из 4

3.2 Оценка оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ЭЦН

Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЭЦН:
Дано:
давление насыщения Р_нас = 6 Мпа;

вязкость пластовой нефти μ_н пл = 1,5 мПа·с;

вязкость дегазированной нефти μ_нд = 4 мПа·с;

объемная обводненность n_о = 0,1.
Решение:
Учитывая, что объемная обводненность в рассматриваемом примере n_о = 0,1, рассчитаем соответствующие давления на приеме:
1. Р_опт по формуле (3.2.1):
, при n_о ≤ 0,6 (3.2.1)
;
2. Рдоп по формуле (3.2.2):
, при n_о ≤ 0,6 (3.2.2)

3. Рпред по формуле (3.2.3):
(3.2.3)

3.3 Расчет погружения насоса под динамический уровень

По заданным условиям эксплуатационной скважины и оборудованию определить глубину погружения ЭЦН под динамический уровень при наличии газового фактора и высоту подъема жидкости газом.
Дано:
Наружный диаметр эксплуатационной колонны - 140 мм;

Глубина скважины L - 1890 м;

Дебит жидкости Q = 92 м³/сут;

Динамический уровень hд = 367 м;

Тип насоса ЭЦН5 - 80 - 850;

Необходимый напор насоса Нс = 750 м;

Газовый фактор Г = 70 м³/м³;

Давление в затрубном пространстве Рз = 1,33 МПа;

Обводненность нефти n = 0,7;

Плотность газа ρг = 1,05 кг/м³;

Плотность нефти ρн = 860 кг/м³;

Температура жидкости на приеме - 323°К (50 °С);

Газосодержание на приеме β = 0,25;

Температура на устье скважины 288°К (15°С);

Плотность воды _в=1020 кг/м³;

Коэффициент сепарации газа σ = 0,15.
Решение:
Определю объём растворённого в нефти газа при газосодержании на приёме насоса:
Vрг = 47 м³/м³.
Определяю относительную плотность газа по воздуху:

Определяю псевдокритические давление и температуру по графикам [6; рисунок 9.2] при


Принимая предварительно давление на приеме насоса 7 МПа, найду приведенные давления и температуру:



Определяю коэффициент сжимаемости газа (Z=0,74) по графикам Брауна [6; рисунок 9.4], предварительно определив λн по формуле (3.3.1):
(3.3.1)
где ρ_н²⁰ - относительная плотность нефти при 20°С и атмосферном давлении к плотности воды при 4°С;

ρ_г²⁰ - относительная плотность газа;

Г - газовый фактор м³/м³;

tпл, Рпл - пластовые температура в °С и давление в МПа соответственно.

Принимаю температурный коэффициент в зависимости от плотности нефти по [6; стр. 117]:
а_н=2,513*10^-3
Определю объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса:
(3.3.2)
где βн = 6,5·10^-1 1/МПа - коэффициент сжимаемости нефти;

αн - температурный коэффициент, при 0,86 < ρн < 0,96 αн = 10^-3·(2,513 - 1,975);

λн - безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию.

Определяю давление на приёме насоса:
(3.3.3)
где Г - газовый фактор;

Vpг - объем растворенного газа;

n - обводненность продукции скважины;

σ - коэффициент сепарации газа;

То, Т - температура на устье и на приеме насоса в скважине соответственно;

Ро = 0,1033 МПа - давление на устье;

Z - коэффициент сжимаемости таза;

Вн - объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.

Учитывая найденное давление на приёме насоса, определяю приведённое давление:

оно изменяется, определю Вн и Рпр, предварительно определив коэффициент сжимаемости (Z):
Определю коэффициент сжимаемости газа по графикам Брауна, Z=0,96.
Определю объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса:

Определяю давление на приёме насоса:

Принимаю давление на приёме насоса и определяю приведённое давление:

Определю коэффициент сжимаемости газа по графикам Брауна, Z=0,93.
Определяю объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса:

Определяю давление на приёме насоса:

Определяю плотность водогазонефтяной смеси на участке «забой скважины - прием насоса» по формуле (3.3.4):
(3.3.4)

Принимаю окончательно давление на приёме насоса, так как дальнейшее уточнение не имеет смысла (расхождение менее 3%, что выше точности определения Z по графикам):

Найду глубину погружения насоса под динамический уровень по формуле (3.3.5):
(3.3.5)
где Рпр - давление на приеме насоса, МПа;

Рз - давление в затрубном пространстве, МПа;

g - ускорение свободного падения;

ρсм - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м³.

Определяю глубину погружение насоса под динамический уровень:

Высоту подъема жидкости расширяющимся газом определим по формулам (3.3.6) и (3.3.7):
(3.3.6)

где по номограмме [19, рис. 1]
.
По методике [12]
(3.3.7)

Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счет полезной работы газа в НКТ:

Величину напора за счет подъемной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7 - 0,8 с учетом падения пластового давления:

3.4 Расчет габаритов УЭЦН, скорости охлаждающей жидкости и удельного расхода электроэнергии

По параметрам эксплуатационной скважины и оборудованию выбрать кабель, трансформатор, определить габариты УЭЦН, скорость охлаждающей жидкости и удельный расход электроэнергии.
Дано:
Наружный диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;

Размер НКТ - 60 x 5 мм;

Дебит скважины Q = 270 м³/сут;

Динамический уровень hд = 800 м;

Тип насоса ЭЦН6-250-800.

Тип электродвигателя ПЭД-40-103;

Глубина спуска насоса - 1500 м;

Температура на приеме насоса - 52°С;

Расстояние до станции управления - 150 м.
Таблица 3.4.1 - Характеристики погружных электродвигателей типа ПЭД40 - 103

Электро-двигатель	Номинальные			КПД, %	cosα	Скорость охлаждения жидкости, м/с	Температура окружающей среды, ºС	Длина, м	Масса, кг
	Мощ-ность, кВт	Напря-жения, В	Ток, А
ПЭД40 - 103	40	1000	40	72	0,80	0,12	55	6,2	335

Решение:
По формуле (3.4.1) определю сечение жилы:
(3.4.1)
где I - номинальный ток электродвигателя, А;

i - допустимая плотность тока, А/мм².

Учитывая, что в жидкости имеется растворенный газ, выберем кабель с полиэтиленовой изоляцией представленный в таблице 3.4.2. КПБК 3 x 10 мм и КПБП 3 x 10 мм с рабочим напряжением 2500 В, допустимым давлением до 25 МПа и температурой до 90°С и размером 13,6 х 33,8 мм.

Таблица – 3.4.2 - Основные характеристики кабелей

Кабель	Число X площадь сечения жил, мм2		Максимальные наружные размеры, мм		Номинальная строительная длина, м		Расчетная масса, кг/км		Рабочее напряжение, В
	Основное	Контроль
КПБК	3 х 10	-		29		1200 - 1700		898		2500
КПБП	3 х 10	-		13,6 х 33,8		1200 - 1700		950		2500

Длину кабеля рассчитаю по формуле (3.4.2):
(3.4.2)

где l расстояние до станции управления.

Сопротивление кабеля рассчитаю по формуле (3.4.3):
(3.4.3)
где ρ = 0,0175 Ом·мм2/м - удельное сопротивление меди при t = 20°C;

α = 0,004 - температурный коэффициент для меди;

tз - температура на заборе у приема насоса;

S - площадь поперечного сечения жилы кабеля.

Потери мощности в кабеле определю по формуле (3.4.4):
(3.4.4)
где I - рабочий ток в электродвигателе, A;

Lк - длина кабеля, м;

R - сопротивление кабеля, Ом/м.

Мощность трансформатора рассчитаю по формуле (3.4.5):
(3.4.5)

где Рэд - полезная мощность;

ηэд - КПД электродвигателя;

ΔРк - потери мощности в кабеле.

Для определения величины напряжения во вторичной обмотке трансформатора найду величину падения напряжения в кабеле по формуле (3.4.6) [27], В:
(3.4.6)
где Rк = R·10³ - активное удельное сопротивление 1 км кабеля, Ом/км;

Хо - индуктивное удельное сопротивление кабеля (Хо = 0,1 Ом/км);

cosφ - коэффициент мощности электродвигателя = 0,80;

φ = arccos = 36,87°;

sinφ - коэффициент реактивной мощности = 0,60;

Lк - длина кабеля, км.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора найду по формуле (3.4.7):
(3.4.7)

Этому условию удовлетворяет трансформатор ТСБЗ-100, представленный в таблице (3.4.3).
Таблица 3.4.3 – Характеристика трансформатора типа ТСБЗ - 100

Тип трансформатора	Мощность	Напряжение холостого хода вторичной обмотки	Вторичный линейный ток	Регулированное вторичное напряжение
ТСБЗ - 100	62 - 90 кВт	900 - 1300 В	40 А	80 В

Определю габаритный размер Dmax по формуле (3.4.8):

(3.4.8)
где Dэд, Dн - наружные диаметры электродвигателя и насоса соответственно;

hк - толщина плоского кабеля;

Sx - толщина хомута, крепящего кабель к насосу.

Во втором сечении учитывается размер муфты НКТ и круглый кабель:
(3.4.9)

Dmax< Amax, в этом случае первые над насосом 100 - 150 м НКТ устанавливают на типоразмер меньше или устанавливают на этой длине плоский кабель.
Внутренний диаметр 168 – ой эксплуатационной колонны равен 144,3 мм, следовательно, минимальный зазор составит 143 - 133,1 = 10 мм, что допустимо.
Скорость движения охлаждающей жидкости в расположении электродвигателя определю по формуле (3.4.10):
(3.4.10)
где D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

Q - дебит скважины, м³/сут.

Полученная скорость превышает необходимую скорость охлаждения (0,12 м/с) по характеристике электродвигателя ПЭД-40-103.
Удельный расход электроэнергии определю по формуле (3.4.11). По исходным данным оборудования найду:

(3.4.11)
где Н - высота подъема жидкости из скважины, м;

ηоб = ηтр·ηн·ηдв·ηавт·ηк - общий КПД установки.
ηтр - КПД труб = 0,94;

ηн - КПД насоса = 0,62;

ηдв - КПД электродвигателя = 0,72;

ηавт - КПД автотрансформатора или трансформатора = 0,96.
КПД кабеля ηк определю исходя из потерь мощности в кабеле по формуле (3.4.12):
(3.4.12)
где Рэд - номинальная мощность электродвигателя;

ΔРк - потери мощности в кабеле.



Удельный расход электроэнергии на 1 тонну добытой жидкости составляет 7,9 кВт*час/т.