Главная страница
Навигация по странице:

  • Рассчетные значения

  • Давление допустимое (Р

  • Подобрать УШГН для оптимальных условий работы пласт-скважина-насос

  • Задача № 3. Определить приток жидкости в скважину при плоско-радиальном движении из пласта при следующих параметрах

  • Задачи. Задача 1. Рассчитать оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме погружного центробежного электронасоса (пэцн)


    Скачать 48.08 Kb.
    НазваниеЗадача 1. Рассчитать оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме погружного центробежного электронасоса (пэцн)
    Дата19.05.2018
    Размер48.08 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаЗадачи.docx
    ТипЗадача
    #44215

    Задача №1.

    Рассчитать оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме погружного центробежного электронасоса (ПЭЦН).

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление насыщения Рнас

    МПа

    6

    2

    Обводненность В

    %

    10

    3

    Вязкость дегазированной нефти µнд

    мПа*с

    4

    4

    Вязкость нефти в пластовых условиях µнп

    мПа*с

    1,5


    Погружной центробежный электоронасос (ПЦЭН) чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса «деформируюся», а при большом газосодержании насос прекращает подавать жидкость, происходит срыв подачи.

    Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию (1...3%) называют оптимальным давлением Ропт (первая область).

    Вторая область работы ПЦЭН характеризуется увеличенным количеством газа (4... 10%) на приеме насоса, вследствие чего реальные характеристики отличаются от стендовых (при работе без свободного газа), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется допустимым давлением на приеме Рдоп.

    Третья область работы ПЦЭН характеризуется значительным (более 15%) свободного газа, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, называется предельным давлением на приеме Рпред. Для расчета оптимального (Ропт), допустимого (Рдоп) и предельного (Рпред) давлений при µнд/ µнп <3 воспользуемся эмпирическими формулами.

    Так как В = 0,1, то оптимальное давление будет равно:

    Pопт=4/1,5*6(0,325-0,316*0,1)=4,69 МПа;

    Допустимое давление будет равно:

    Рдоп=4/1,5*6*(0,198-0,18*0,1)=2,88 МПа;

    Предельное давление на приеме будет равно:

    Рпред=4/1,5*6*(0,125-0,115*0,1)=1,816 МПа

    Сводим полученные значения в таблицу

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление насыщения Рнас

    МПа

    6

    2

    Обводненность В

    %

    10

    3

    Вязкость дегазированной нефти µнд

    мПа*с

    4

    4

    Вязкость нефти в пластовых условиях µнп

    мПа*с

    1,5




    Рассчетные значения







    1

    Давление оптимальное (Ропт)

    МПа

    4,69

    2

    Давление допустимое (Рдоп)

    МПа

    2,88

    3

    Давление предельное (Рпред)

    МПа

    1,816


    Задача №2

    Подобрать УШГН для оптимальных условий работы пласт-скважина-насос

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление насыщения Рнас

    МПа

    6

    2

    Обводненность В

    %

    10

    3

    Плотность нефти ρн

    Кг/м3

    780

    4

    Плотность попутной воды ρв

    Кг/м3

    1000

    5

    Глубина до продуктивного пласта Нскв

    м

    2000

    6

    Объемное содержание газа в скважине, α

    %

    26

    7

    Оптимальное давление на приеме насоса, Рпр

    МПа

    2,1

    8

    Коэффициент продуктивности скважины, Кпр

    м3/МПа*сут

    2

    9

    Пластовое давление, Рпл

    МПа

    20

    10

    Давление затрубное (устьевое)

    МПа

    0,6


    Для подбора УШГН для оптимальных условий работы пласта, скважины и насоса воспользуемся рекомендациями:
    1. Оптимальное давление на забое:

    Рз.опт=0,8*6=4,8 МПа

    2. Определение оптимальной депрессии на пласт

    ΔРопт=40-4,8=15,2 МПа

    3. Оптимальный дебит скважины:

    Qж=2*15,2=30,4 м3/сут

    4. Определение среднего значения плотности жидкости на забое скважины:

    ρжз=(780*(100-10)+10*1000)/100=802 Кг/м3

    5. Определение расчетного динамического уровня для оптимальной работы продуктивного пласта:

    Ндин=2000-(4,8-0,6)*108/(9,8*802*(100-26))=1277,87 м

    6. Погружение насоса под динамический уровень жидкости:

    Нпогр=(2,1-0,6)*106/(9,8*780)=196,23 м

    7. Глубина спуска насоса:

    Нсп.н=1277,87+196,23=1474,10 м

    8. Определение диаметра плунжера насоса:

    Dпл=(30,4*106/0,785/6/0,8/180/1440)0,5=55,79 мм

    9. Принимаем диаметр плунжера: 57 мм

    Сводим полученные значения в таблицу:

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление насыщения Рнас

    МПа

    6

    2

    Обводненность В

    %

    10

    3

    Плотность нефти ρн

    Кг/м3

    780

    4

    Плотность попутной воды ρв

    Кг/м3

    1000

    5

    Глубина до продуктивного пласта Нскв

    м

    2000

    6

    Объемное содержание газа в скважине, α

    %

    26

    7

    Оптимальное давление на приеме насоса, Рпр

    МПа

    2,1

    8

    Коэффициент продуктивности скважины, Кпр

    м3/МПа*сут

    2

    9

    Пластовое давление, Рпл

    МПа

    20

    10

    Давление затрубное (устьевое)

    МПа

    0,6

    11

    Длина хода станка качалки, L

    см

    180

    12

    Число качаний станка-качалки, n

    Мин-1

    6




    Рассчетные значения







    1

    Оптим. заб. давл. (Рз.опт)

    МПа

    4,8

    2

    Оптим. депрессия на пласт (ΔРопт)

    МПа

    15,2

    3

    Рассчетный дебит, Qж

    м3/сут

    30,4

    4

    Плотность смеси, ρжз

    Кг/м3

    802

    5

    Динамический уровень, Ндин

    м

    1277,87

    6

    Погружение под динам. уровень, Нпогр

    м

    196,23

    7

    Глубина спуска насоса, Нсп

    м

    1474,10

    8

    Диаметр плунжера, Dпл

    мм

    55,79

    9

    Стандартный диаметр плунжера

    мм

    57



    Задача № 3.

    Определить приток жидкости в скважину при плоско-радиальном движении из пласта при следующих параметрах:

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление пластовое Рпл

    МПа

    16

    2

    Давление забойное Рзаб

    МПа

    6

    3

    Эффективная толщина пласта h

    м

    6

    4

    Вязкость нефти µн

    Па*с*10-3

    3

    5

    Радиус контура питания, Rк

    м

    300

    6

    Приведенный радиус ствола скважины, rск

    м

    0,01

    7

    Проницаемость пласта, k

    М2*10-13

    1,5


    Для плоско-радиального потока основное уравнение по определению притока жидкости и газа в скважину является уравнение Дюпюи:
    Q=2π*1,5*6*(16-6)/(3*ln(300/0.01))=0,001828353м3/с=157,97 м3/сут

    Рассчет сведем в таблицу:

    №п/п

    Исходные параметры

    Размерность

    Значение

    1

    Давление пластовое Рпл

    МПа

    16

    2

    Давление забойное Рзаб

    МПа

    6

    3

    Эффективная толщина пласта h

    м

    6

    4

    Вязкость нефти µн

    Па*с*10-3

    3

    5

    Радиус контура питания, Rк

    м

    300

    6

    Приведенный радиус ствола скважины, rск

    м

    0,01

    7

    Проницаемость пласта, k

    М2*10-13

    1,5




    Логарифм натуральный R/r




    10,30895266




    Рассчетные значения дебита

    м3

    0,001828353




    Рассчетные значения дебита

    м3/сут

    157,97


    написать администратору сайта