сдн.курсовая. Курсач. Подбора оборудования и установления режима работы скважин с использованием диафрагменных насосных установок

• Название: Подбора оборудования и установления режима работы скважин с использованием диафрагменных насосных установок
• Анкор: сдн.курсовая
• Дата: 27.12.2021
• Размер: 174.24 Kb.
• Имя файла: Курсач.docx
• Тип: Курсовая; #320232
• страница: 4 из 4

2.3 Расчет глубины спуска насоса с учетом факторов, снижающих надежность работы установки УЭДН5

При дебите скважины по жидкости менее 20 т/сут расчет глубины спуска насоса может выполняться по приближенным формулам, без построения кривых распределения температуры и давления по эксплуатационной колонне. Такой подход оправдан, поскольку приходится выбирать глубину подвески насоса с учетом всех отрицательных факторов с некоторым запасом по глубине.

2.3.1 Кристаллизация и отложения парафина на деталях и элементах насоса

Отложения парафина происходят при снижении температуры перекачиваемой жидкости до температуры начала кристаллизации парафина. Глубина начала кристаллизации парафина определяется с использованием кривой распределения температуры в эксплуатационной колонне, либо расчетом по формуле:

, (2.3.1)

где – глубина начала отложения парафина; - температура начала кристаллизации парафина.

Приближенно глубину начала отложения парафина можно рассчитать по формуле:

. (2.3.2)

Глубину спуска насоса следует принять несколько больше:

. (2.3.3)

Отложения парафина возможны и выше насоса в колонне насоснокомпрессорных труб. Эти отложения также осложняет работу насоса, создавая дополнительные сопротивления при движении газожидкостной смеси и увеличивая давление нагнетания. В этом случае глубину начала кристаллизации парафина также определяют по кривой распределения температуры в колонне НКТ.

Расчет можно выполнить по приближенной формуле:

(2.3.4)

Если получаем , то отложения парафина в колонне НКТ не будет.

Задача 2. Рассчитать глубину спуска насоса, исключающую отложения парафина.

Исходные данные: глубина скважины до кровли пласта ; пластовая температура ; температура кристаллизации парафина ; расход жидкости ; диаметр эксплуатационной колонны ; геотермический градиент ; скважина вертикальная.

Глубина начала кристаллизации парафина:

м;

Глубина спуска насоса:

м.

Расчет по приближенной формуле:

м.

м.

2.3.2 Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости

Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости приводит к увеличению сжимаемости нагнетаемой среды и к снижению коэффициента подачи насоса. Коэффициент подачи насоса должен быть не менее 0,9. Такое значение коэффициента соответствует величине истинного объемного газосодержания , т.е.

(2.3.5)

Приближенный метод расчета глубины спуска насоса предусматривает следующий алгоритм.

При принятом значении определяется расходное газосодержание у приема насоса:

, (2.3.6)

где – относительная скорость газа,

; (2.3.7)

;

– обводненность скважинной продукции в поверхностных условиях, % об.;

- скорость движения жидкости,

. (2.3.8)

Рассчитывается давление на приеме насоса:

, (2.3.9)

Где – пластовый газовый фактор; – пластовый коэффициент растворимости газа.

Определяется глубина спуска насоса:

м, (2.3.10)

где – плотность жидкости,

; (2.3.11)

– плотность пластовой нефти и воды.

Наибольший коэффициент подачи будет при глубине спуска насоса до точки начала выделения газа:

. (2.3.11)

На практике бывают случаи отбора нефти при давлении на забое скважины ниже давления насыщения. Это требует спуска насоса до верхних дыр перфорации, т.е.
Задача 3. Рассчитать глубину спуска насоса, обеспечивающую коэффициент подачи насоса . Исходные данные: обводненность продукции скважины ; относительная скорость газа ; расход жидкости ; коэффициент продуктивности , коэффициент растворимости газа ; газовый фактор ; пластовое давление ; плотность дегазированной нефти ; плотность воды .

Истинное объемное газосодержание:

.

Скорость движения жидкости:

м/с.

Расходное газосодержание у приема насоса:

.

Давление на приеме насоса:

.МПа
Плотность жидкости:

кг/м³

Глубина спуска насоса:

м

Глубина спуска насоса до точки начала выделения газа:

м

2.3.3 Наличие песка в продукции скважины

Песок поступает из пласта в скважину вместе с жидкостью. Это могут быть мелкие фракции горной породы (пелитовые, алевролитовые) размером до 40 мкм, при этом целостность скелета породы не нарушается. При больших депрессиях на пласт возможно разрушение скелета породы, тогда выносятся крупные частицы, зерна песка и даже конгломераты размером до 50 мм. Крупные фракции обычно оседают на забое скважины, образуя песчаные пробки, которые снижают продуктивность скважины. Соответственно, снижается динамический уровень жидкости в скважине, вплоть до приема насоса. Происходит срыв подачи насоса. Межремонтный период работы насоса, в этом случае, определяется временем накопления песчаной пробки на забое скважины.

Мелкие фракции песка уносятся потоком жидкости, особенно вязкой нефтью, с забоя скважины в колонну НКТ и далее в выкидную линию. Наличие мелких фракций песка в откачиваемой жидкости приводит к абразивному износу насоса, насосно-компрессорных труб, арматуры устья скважины. Кроме того, песок, содержащийся в откачиваемой жидкости, при остановке откачки оседает на насосе и выводит его и электродвигатель из строя. При низких скоростях движения жидкости в колонне НКТ возможно образование висячей песчаной пробки, которая еще в большей степени угрожает работоспособности насоса.

Вынос мелких фракций песка наблюдается в том случае, когда градиент давления при фильтрации жидкости превышает критическое значение, равное градиенту силы тяжести, т.е. выполняется неравенство:

, (2.3.12)

- плотность горной породы ( ); - плотность фильтрующейся жидкости (воды или нефти). Чтобы полностью исключить поступление песка в скважину, нужно обеспечить критический градиент давления на стенке скважины.

Градиент давления на стенке скважины, согласно закону Дарси, равен:

= , (2.3.13)

где W_ж — скорость фильтрации пластовой жидкости; µ_ж — коэффициент динамической вязкости жидкости; К - коэффициент проницаемости; r_с - радиус скважины по долоту.

Выражая скорость фильтрации через расход жидкости и площадь поверхности фильтрации на стенке скважины и приравнивая градиент давления критическому, получаем формулу для расчета критического дебита скважины:

Q_жкр = _, (2.3.14)

или

Q_{жкр =} (2.3.15)

где h - толщина пласта; х - коэффициент гидропроводности,

х= (2.3.16)

Коэффициент гидропроводности х можно найти из коэффициента продуктивности:

х = (2.3.17)

где K_прод - коэффициент продуктивности, определяемый при обработке данных гидродинамических исследований (по индикаторной линии),

K_{прод =} (2.3.18)

где Δр_пл - депрессия на пласт, Δр_пл = р_пл - р_заб ; р_пл и р_заб - пластовое и забойное давления.

При откачке чистой нефти принимают Q_ж = Q_н. При откачке обводненной нефти расчет выполняют как по нефти, так и по воде. Соответственно, необходимо иметь значения коэффициента продуктивности по нефти и по воде.

Если фактическая подача насоса оказывается меньше критического дебита, то выноса песка и каких-либо осложнений, с ним связанных, в работе насоса не будет. В противном случае необходимо предусматривать мероприятия по борьбе с песком.

Задача 4. Проверить условие выноса мелких фракций песка из пласта в скважину.

Исходные данные: дебит жидкости Q_ж = 20 м³/сут.; коэффициент продуктивности К_прод = 40 м³/сут МПа; плотность породы _п = 2600 кг/м³ ; плотность жидкости _ж = 900 кг/м³; радиус зоны дренирования R_к = 300 м; радиус скважины по долоту r_с = 0,1 м.

Коэффициент гидропроводности:

х = м³/сут Па.

Критический дебит жидкости:

Q_{жкр =} м³/сут

Так как Q_ж > Q_жкр, будет проявляться вынос песка из пласта в скважину. Необходимо предусмотреть меры защиты насоса от абразивного износа.

2.3.4 Образование водонефтяной эмульсии

Некоторые нефти при движении с водой образуют эмульсию, вязкость которой существенно больше вязкости отдельно взятых жидкостей. Откачка эмульсионной нефти увеличивает затраты энергии на ее перекачку и снижает коэффициент полезного действия насоса. Кроме того, увеличивается перепад давления на всасывающем клапане насоса, что приводит к дополнительному выделению из нефти газа. Эмульсионная жидкость выносит с забоя скважины более крупные частицы горной породы, что усиливает абразивный износ подземного и наземного оборудования.

Возможны два типа эмульсии: эмульсия вода в нефти (В/Н) и эмульсия нефть в воде (Н/В). Тип эмульсии оценивают по объемной доле воды В и критической скорости движения эмульсии:

(2.3.19)

Если В ≤ 0,5 и V_ж > w_экр - эмульсия типа (В/Н).

Если В ≤ 0,5 и V_ж <w_экр или В > 0,5 - эмульсия типа (Н/В).

Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии определяется прежде всего ее типом.

Для эмульсии (В/Н) коэффициент динамической вязкости эмульсии равен:

= (1 + 2,9В)/(1-В), (2.3.20)

где , если ; если ;

(2.3.21)

(2.3.22)

Для эмульсии типа (Н/В) коэффициент динамической вязкости равен:

= . (2.3.23)

Глубина спуска насоса при откачке эмульсионной нефти со свободным газом определяется по кривой распределения давления, рассчитанной с учетом вязкости соответствующего типа эмульсии.

Задача 5. Определить тип и вязкость водонефтяной эмульсии.

Исходные данные: обводненность продукции скважины В = 0,4; диаметр эксплуатационной колонны d_эк = 0,15 м; дебит жидкости Q_ж = 20 м³/сут; коэффициент динамической вязкости воды _в = 0,9 мПа с.

Критическая скорость движения эмульсии:

.

Скорость движения жидкости в эксплуатационной колонне:



Так как В < 0,5 и V_ж < W_экр, то будет иметь место эмульсия типа (Н/В).
Коэффициент динамической вязкости эмульсии типа (Н/В):



Эмульсия типа (Н/В) будет иметь место при эксплуатации всех моделей УЭДН5. В руководстве по эксплуатации установок УЭДН5 не даются ограничения по вязкости откачиваемой нефти. Принимая условие, что вязкость эмульсии (Н/В) не должна быть больше вязкости нефти, можно определить минимально допустимую обводненность скважинной продукции (таблица 1). [1]

Таблица 1. Минимально допустимая обводненность скважинной продукции

Коэффициент динамической вязкости нефти µн> мПа с	40	20	10	5
Минимально допустимая обводненность В, % об.	50	60	70	80

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения курсовой работы были рассмотрены диафрагменные насосы. Учитывая область использования установок — малодебитные скважины, с дебитом по жидкости до 20 м³/сут, был выбран УЭДН-5. Была вычислена глубина погружения диафрагменного насоса, согласно технической характеристике, L_н 599 м. Также были рассмотрены случаи спуска насоса с учетом факторов, снижающих надежность работы установки УЭДН5. Так, при кристаллизации и отложениях парафина на деталях и элементах насоса, При наличии свободного газа в откачиваемой жидкости, . Был определен тип и вязкость водонефтяной эмульсии - эмульсия типа (Н/В), мПа∙с.

Была рассмотрена классификация диафрагменных насосов, их устройство, назначение и преимущества.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учеб. пособие для вузов/. — М.: Недра, 1984. - 272 с.

2. Диафрагменные насосы [Электронный ресурс https://promplace.ru/diafragmennie- nasosi-917.htm] (Дата обращения 19.04.2018г)

3. Диафрагменные насосы для добычи нефти [Электронный ресурс http://oplib.ru/mehanika/view/485202_diafragmennyh_nasosov_dlya_dobychi_nefti] (Дата обращения 19.04.2018г)

4. Мембранные насосы [Электронный ресурс http://www.ence-pumps. ru/ membrannye_ nasosy.php] (Дата обращения 19.04.2018г)

5. Мембранные насосы: назначение, принцип работы, достоинства и недостатки [Электронный ресурс http://ecooil.su/2850.html] (Дата обращения 19.04.2018г)

6. Погружной диафрагменный электронасос [Электронный ресурс http://proofoil.ru/Oilproduction/Diaphragmpump.html] (Дата обращения 19.04.2018г)

7. Установки электродиафрагменных насосов [Электронный ресурс http://poznayka.org/s61960t1.html] (Дата обращения 19.04.2018г)

8. Электродиафрагменные насосы [Электронный ресурс http://neftandgaz.ru /?p=271] (Дата обращения 19.04.2018г)