Всего на сайте:
236 тыс. 713 статей

Главная | Добыча и разработка природных ресурсов

Общая методика подбора УЭЦН  Просмотрен 1113

  1. Определение средней плотности жидкости в УЭЦН.
  2. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ПЦЭН.
  3. Осложнения в работе скважин, оборудованных ЭЦН.
  4. Газлифтная экспл-ция скважин. Общие принципы газлифта. Преим-ва, недостатки
  5. Классификация газлифтных скважин. Круговой газлифтный цикл группы скважин
  6. Конструкции газлифтных подъемников. Одно-, двух- и полуторарядный подъемник
  7. Конструкция газлифтных подъемников. Однорядный подъемник с перепускным клапаном. Характеристики, принцип действия.
  8. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию. Расчет пускового давления
  9. Методы снижения пускового давления газлифтной скважины
  10. Винтовые насосы для добычи нефти. Назначение и принцип действия. Подача винтового насоса. Преимущества.
  11. Погружные винтовые насосы. Принцип действия. Преимущества. Перспективы развития.
  12. Винтовые штанговые насосы. Принцип действия. Преимущества. Перспективы развития.

1. По геофиз-м, гидродинам-м и термодинам-м данным пласта и ПЗ, а также по планируемому дебиту скв-ны опред-ся забойные величины – Р, Т, обводнен-ть и

газосодерж-е пластовых флюидов.

2. По законам разгазирования опред-ся глубина спуска насоса или Р на приеме насоса, строится кривая распред-ия давл-ия.

3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных труб и НКТ, по планируемому дебиту, обводнен-ти и газовому фактору, µ и ρ жидкости опред-ся потребный напор насоса.

4. По планируемому дебиту и потребному напору выбир-ся насос. устан-ки, чьи раб. харак-ки лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных установок произв-ся пересчет их «водных» харак-к на реальные пластовые жидкости (реальные «нефтяные» харак-ки).

5. По новой «нефтяной» харак-ке насоса выбир-ся колич-во раб. ступеней, удовлетворяющих заданным парам-рам – подаче и напору. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса опред-ся температура основных эл-тов установки. После расчета температур уточняется исполнение кабеля, а также исполнение ПЭД. После окончат-го выбора УЭЦН уточн-ся возмож-ть использов-ия данной установки для освоения скважины.

 

17.Определение расчетной подачи УЭЦН

При проектировании установки насоса и параметров режима его работы одной из исходных величин является суточный дебит скважины, приведенный к стандартным условиям, обычно вы­раженный в тоннах. Этот дебит, пересчитанный в объемные еди­ницы, численно не равен тому дебиту, который в действитель­ности проходит через насос. Термодинамические условия на приеме ПЦЭН и в самом насосе отличаются от стандартных.

Поэтому и объем жидкости, проходящей через ПЦЭН, будет иным. Увеличение температуры приводит к расширению нефти и воды. Повышение давления вызывает растворение газа в не­фти, что также увеличивает ее объем. Газосодержание на при­еме также увеличивает общий объем проходящей через насос смеси. Объемный расход жидкости, последовательно проходящей через ступени насоса,— величина переменная, так как давление и температура вдоль насоса увеличиваются. Поэтому можно го­ворить о величине среднего расхода или о среднеинтегральном расходе. Средний расход можно определить как среднеарифме­тический

QСP = (Q1 + Q2)/2, (18.1)

где Q1, Q2 — объемный расход на приеме и на выкиде насоса соответственно, или как среднеинтегральный

(18.2)

где Q(p) — функция изменения объемного расхода от давления; P1, Р2 — давление на приеме и на выкиде насоса соответственно. Функцию Q(p) можно найти приближенно, полагая, что тем­пература, объемный коэффициент нефти, растворимость газа, коэффициент сжимаемости газа являются линейными функциями от давления. При таких допущениях интеграл (18.2) может быть вы­числен и среднеинтегральный расход найден. Однако решение, получаемое при этом, весьма сложное. Средний расход можно приближенно получить несколько проще. Изменение объемного расхода Q(z) вдоль ступеней насоса 7 можно представить в виде графика (рис. 1, кривая 1).

 

 

Рис.1. Распределение расхода (линия 1) и дав­ления (линия 2) по ступе­ням ПЦЭН при наличии не­которого содержания на приеме насоса.

На графике слева — прием насоса (z = 0), давление на приеме Р1 и объем засасы­ваемой газожидкостной смеси Q1. При переходе к последующим ступеням газожидкостная смесь сжимается. Сжатие происходит на интервале от точки а до точки в, при этом давление изменя­ется от давления приема Р1 (точка а ) до давления насыщения Рнас (точка в').

Сжатие ГЖС происходит по криволинейному закону. После точки в' давление в ступенях нарастает равномерно от Рнас до давления выкида Р2 на последней ступени насоса, а объемный расход на этом интервале становится по­стоянным и равным Q2. Криволинейный закон сжатия ГЖС на интервале от Р1до Рнас можно приближенно считать прямолинейным. Тогда средне­взвешенный объемный расход жидкости, проходящей через на­сос, можно определить так:

 

(18.3)

 

Здесь (Q1 + Q2)/2 есть средний расход на интервале сжатия ГЖС от Р1 до Рнас

Объемный расход ГЖС на приеме насоса складывается из расхода жидкости и газа т. е.

Q1=Q∙b1+VГ (18.4)

где Q — подача насоса в объемных единицах при стандартных условиях (дебит скважины); b1 — объемный коэффициент для жидкости (нефти) при термодинамических условиях приема; Vг — объемный расход свободного газа также при термодина­мических условиях приема насоса. Из определения газосодержания для условий приема имеем

β1 = Vг/( Vг+ Vж)

Откуда

Vг = Vж∙ β1/(1- β1) (18.5)

Но в условиях приема

Vж = Qb1

Тогда

Vг = Q∙b1 ∙β1 /(1- β1) (18.6)

Очевидно, что для всех ступеней насоса, в которых давле­ние больше давления насыщения, объемный расход

Q2 = Q∙b2 = const, (18.7)

где b2 - объемный коэффициент жидкости для условий выкида насоса. Подставляя (XI.23) в (XI.21), получим

(18.8)

 

Подставляя далее (XI.25) и (XI.24) в (XI.20) вместо и делая алгебраические преобразования, получим

(18.9)

Формула (18.9) справедлива при Р2>Рнас. Возможен слу­чай Р2<Рнас, когда полного растворения газа в нефти при про­хождении ее через ступени насоса не происходит. Тогда средний расход будет равен (18.10)

(18.10)

 

где Q1 — расход для условий приема, определяется по формуле (XI.25), a Q2 — расход для условий выкида насоса, определится по аналогии

(18.11)

 

где β2 — газосодержание на выкиде насоса.

Подставляя (18.8) и (18.11) в (18.10), получим

(18.12)

 

Если насос спущен на глубину, где газа нет, для которой Р1>Рнас, то β2 = β1=0, b1 = b2. Для этих условий получаем Q СP = Q b2, Что соответствует физике процесса. При откачке обводненной жидкости абсолютная величина изменения ее объемного расхода при прохождении через насос меньше.

В принципе, полученные выше для Qcp остаются справедливыми и для обводненной продукции скважины. В этом случае Q — суммарный объемный расход нефти и воды при стандартных условиях; b1— объемный коэф­фициент жидкости (нефть + вода) для термодинамических усло­вий приема насоса; β1 — газосодержание на приеме насоса, от­несенное ко всему объему смеси (нефть + вода + газ); b2 — объемный коэффициент всей жидкости (нефть + вода) для тер­модинамических условий выкида насоса или для давления, рав­ного давлению насыщения. Поскольку пластовая вода имеет объемный коэффициент, близкий к единице, то для обводненной продукции среднее зна­чение объемного коэффициента (нефть + вода) будет меньше, чем для чистой нефти. Обозначим n = Qв /(Qв + Qн) обводненность продукции скважины (объем­ная); bН1,bB1 — объемный коэффициент нефти и воды на приеме; bН2,bB2 — то же, для условий выкида или давления насыщения. Средневзвешенный объемный коэффициент жидкости

b1 = bН1 ∙(1-n) + bB1 ∙ n (18.13)

Аналогично

b2 = bН2 ∙(1-n) + bB2 ∙ n

Плотность водогазонефтяной смеси на приеме насоса можно определить через газосодержание

(18.14)

β1 — газосодержание на приеме насоса; ρЖ1 — плотность жидкости на приеме насоса; ρH1 — плотность нефти при термо­динамических условиях приема насоса; рВ2 — плотность воды при термодинамических условиях приема насоса; n — обводненность; рГ1 — плотность газа при термодинамических условиях приема. Плотность газа определяется по законам газового состояния: с учетом давления температуры и поправки z для условий при­ема насоса. По мере прохождения через ступени насос ГЖС будет из­меняться, газ растворяться и при давлении р = рнас газонасы­щенность станет равной нулю, а плотность равной плотности жидкости

 

Предыдущая статья:Согласование напорной характеристики скважины с характеристикой ЭЦН. Подбор оборудования для эксплуатации конкретных скважин Следующая статья:Определение средней плотности жидкости в УЭЦН.
page speed (0.0175 sec, direct)