Насосная установка для одновременно- раздельной эксплуатации двух пластов

Введение

     В настоящее время нефть и газ являются самыми востребованными источниками энергии. Статистика показывает, что более 50 % всех капиталовложений в разработке нефтяных и газовых месторождений уходит на бурение скважин. Основные остаточные запасы трудно извлекаются,

поэтому дальнейшая разработка в большинстве случаев экономически невыгодна. Для более качественного извлечения запасов требуется разрабатывать все обьекты в одной скважине что не всегда возможно по технологическим причинам. Уменьшить капитальные вложения на бурение скважин и сделать эффективной добычу нефти и газа из пластов позволяет одновременно-раздельная эксплуатация двух и более обьектов .

     ОРЭ используется для того, чтобы улучшить технико-экономическую эффективность разработки за счет одновременной эксплуатации обьектов, и при этом с помощью специального технологического оборудования, контролировать и регулировать процесс добычи запасов отдельно каждого обьекта.

     В данной выпускной работе рассмотрена насосная установка для одновременно- раздельной эксплуатации двух пластов. При этом нижний пласт разрабатывается при помощи ЭЦН, а верхний – ШГН. С помощью одновременно-раздельной эксплуатации скважины мы можем уменьшить расходы на разбуривание, подготовку и эксплуатацию месторождений.

     Установка осуществляет доставку продукции каждого пласта на поверхность по отдельным каналам, независимое регулирование и отработку пластов.

2 Расчет и выбор оборудования для скважины с ОРЭ пластов



2.1 Расчет и выбор оборудования ЭЦН



2.1.1 Исходные данные.

Исходные данные по нижнему пласту скважины приведены в таблице

2.1.

Таблица 2.1 – Исходные данные по нижнему пласту скважины



2.1.2 Забойное давление.

     Устанавливаем значение забойного давления, которое соответствует технологической норме отбора жидкости. Определять значение будем по индикаторной диаграмме скважины, если мы знаем, что индикаторная диаграмма – прямая линия, то рассчитываем по уравнению:


где	86400 – количество секунд в сутках.

     Так как в нашем случае индикаторная диаграмма скважины прямая, то подставив в приведенную выше формулу исходные данные, получем:

.

2.1.3 Построение кривых.

     Определяем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую р( Lэк.) изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в

пределах от рзаб. до рл. , и кривую ? г.( Lэк.) изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине
эксплуатационной
колонны в пределах того же интервала давлений. Расчет

кривых
р( L
) и ?
г.
( L
) выполняется на ЭВМ.


эк.


эк.



Результаты расчетов кривых представлены на рисунке 2.1.




Рисунок 2.1 – Зависимость давления и газосодержания от глубины

2.1.4 Давление у входа в насос.

     Обьемно-расходное газосодержание у входа в насос задаем в пределах от 0,15 до 0,25, так как ?всу меньше 0,5 и находим расстояние Lн от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны

      Возьмём ?гвх равным 0,15. Значит, значение Lн будет равно 1670 м и Рвх равно 6,8 МПа.

2.1.5 Обводненность у входа в насос.

     Рассчитываем обводненность жидкости у входа в насос, определив обьемный коэффициент нефти при Рвх равным 6.8 Мпа:


2.1.6 Условие бескавитационной работы насоса.

Определяем условие на обеспечение бескавитационной работы насоса. Рассчитываем значение (?гвх)в, т.к. ?ввх меньше 0,5, то смесь газа и

жидкости в насосе будет типа (н+г)/в:


     Сравниваем найденный параметр с ?гвх = 0,15. Мы видим, что (?гвх)в меньше ?гвх, можно придти к выводу, что для работы насоса без кавитации при рассчитанной глубине спуска в скважину, нужно установить газосепаратор необходимого типоразмера.

2.1.7 Сепарация свободного газа.

     Определяем значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при спуске его на глубину Lн равной 1770 м, принимая Ксгс равным 0,75 , так как ?ВЖ меньше 0,5 .

     Исходя из того, что внутренний диаметр эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН равен 0,14 м, выбираем насос группы 5. Значит диаметр всасывающей сетки насоса, Dсн равен 0,092 м.

Так как ?ввх меньше или равно 0,5, берем ?др.г. равной 0,02 м/с.

     Рассчитываем значение приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой:

Вычисляем значение Кск.:



     2.1.8 Рассчитываем действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв Кфн и Кфв равны 1:


     2.1.9 Вычисляем методом сверху вниз кривую р( LНКТ ) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (LНКТ равна 0) до глубины LН равна 1670 м, найденной в п.2.1.4,принимая давление

в устьевом сечении НКТ  равным давлению в выкидной линии скважины,

р у  равным рл  .

     2.1.10 Определяем давление в НКТ на выходе из насоса (на глубине Lн равна 1670 м) по кривой на рисунке 2.1 и давление Рс, которое требуется для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Рвых = 17 МПа,

2.1.11 Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе:


bн находим по рисунку 2.2, получаем bн равным 1,27.



     Рисунок 2.2 – Зависимости вязкости и объемного коэффициента нефти от давления







     По [11] находим ближайшую по подаче установку группы 5 – УЭЦН – 50 с К.П.Д. насоса 0,43. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе по [5], т.к. ?вж меньше или равно 0,5 :


     Получили, что температура продукции в насосе ниже Tпл и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:


Вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса

[5].

Вязкость нефти в насосе при Т равной 328 К:

? н.н =0,45 мПа ? с.

     Поскольку внешней фазой является нефть и ?см меньше ?кр1 , то кажущуюся вязкость жидкости принимаем равной вязкости попутной воды при заданной температуре:


     Находим значение параметра, учитывающего влияние вязкости жидкости на к.п.д. насоса:


Поскольку В?  меньше 47950 , то значение к.п.д. насоса по [5] , будет:



Определяем Тн.ср.:



     2.1.12 Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос, принимая

Кфн  ? 0,9;

Кфв  ? 0,1;

Рд.нас =3,14 МПа.



     2.1.13 Вычисляем среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А, В и ?ср  в насосе:


Тср.н =328 К,

? ср    определяем при



Рвх =6,8 МПа :


Определяем Тпр и Рпр:



Так как

1, 45 ? Рпр  ? 4

и

1, 05 ? Тпр ?1,17 ,

то


Определяем zа:


Подставив значения А, В и zср получаем:



2.1.14 Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос:



2.1.15 Вычисляем массовый расход через насос:



2.1.16 Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе:



     2.1.17 Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина – УЭЦН с заданным дебитом Qжсу = 0,00058:


2.1.18 Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

     2.1.19 Определяем кажущуюся вязкость жидкости в насосе при Тср.н. равно 328 К. Поскольку внешней фазой является нефть, то вязкость жидкой части и ГЖС будет равна:


     2.1.20 Вычисляем значение коэффициента КQ для учета влияния вязкости на подачу насоса:


и напор:


КQ= 0,821;

КН = 0,964.

     2.1.21 Вычисляем значение подачи и напора, которые должен иметь насос при работе на воде, чтобы расход ГЖС был 3,769*10-4 м3/с и напор 752 м:


     2.1.22 Выбираем по Qв, Нвс, Dэк типоразмер УЭЦН [1], насос которой удовлетворял бы условиям. Такой установкой является УЭЦНИ5 – 40 – 850 (номинальный напор Нном равным 850 м, номинальное число ступеней z равным 191, оптимальная подача насоса 37,5 м3/сут, напор при оптимальной подаче

785,5 м).

Проверяем, выполняются ли условия:


Нвс = 780 ? 850-145 = 705 м.

     В комплект выбранной установки входят также: электродвигатель марки ПЭД22-103В5 номинальной мощностью 22 кВт и допустимой температурой охлаждающей жидкости 70о С, кабель марки КПБК 3х16,

трансформатор марки ТМПН – 100/3, 1,17-73У1 и станция управления серии ШГС 5805-49АЗУ1.

     2.1.23Определяем вероятное значение к.п.д. насоса при работе на воде с подачей Qв равной 40 м3/сут:


     2.1.24 Находим к.п.д. выбранного насоса при работе в скважине. Предварительно оцениваем значение коэффициента К?, учитывающего влияние вязкости проходящей через насос продукции на к.п.д. насоса по формуле:


Так как

В? = 43028 < 47950,

то



Поэтому к.п.д. насоса, работающего в скважине, будет:



     2.1.25 Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной продукции по формуле:


     2.1.26 Сопоставляем значение Рн со значением номинальной мощности штатного двигателя Рдш больше или равно Рн и разность между ними не больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом:


     Так как значение ?P равно 18,8 кВт и больше разности номинальных мощностей выбранного двигателя серии ПЭД22 – 103В5 и ближайшего к нему двигателя серии ПЭД14 – 103 В5 меньшей мощности того же диаметра, для привода насоса избираемой установки берем по [5] такой ближайший типоразмер ПЭД, номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3 от Pн, где 1,3-коэффициент запаса мощности

двигателя в расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН. В нашем случае это ПЭД32 – 103В5.

2.1.27 Определяем минимально допустимую скорость ?охл  (м/с) потока

в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и корпусом двигателя и вычисляем минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м3/сут) с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД по формуле:


Для ПЭД32 – 103 АВ5 ?охл равно 0,12 м/с, поэтому:

.

     2.1.28 Вычисляем глубину спусканасоса, исходя из возможности освоения скважины (в частности, после ее промывки или глушения), по формуле:


Нпогр равен 100 м; Рмтр на 0,1 больше Рл,


2.1.29 Так как отношение Lн  на Lосв  равно отношению 1670 на

2983 и меньше 1, то увеличиваем глубину спуска насоса до 1701 м.

     2.1.30 Вычисляем напор, которым должен располагать подбираемый к скважине насос в период ее освоения при работе с дебитом Qохл:


     где Нсопр – потеря напора в м на преодоление трения в местных сопротивлениях на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии скважины.


Получаем:



     2.1.31 Определяем по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подаче Qохл и проверяем, выполняется ли условие:

НQохл равен 920 м при Qохл равен 82,2 м3/сут:




Выбранный типоразмер насоса удовлетворяет неравенству.

     2.1.32 Уточняем значения подачи Qв и напора Нвс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме, соответствующем значению Qср и Нс.

     2.1.32.1 Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного насоса. Для насоса серии ЭЦНИ5 – 40 – 850 ns равен 95.

     2.1.32.2 Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней центробежного насоса:



2.1.32.3Определяем относительную подачу насоса:


2.1.32.4 Вычисляем значение КH,Q для найденных выше Reц и Qв/ Qвп.опт ]:




Из  полученных  двух  значений  берем  наименьшее,  а  именно  КН,Q  =

0,947.

     2.1.32.5Определяем уточненное значение подачи Qв и напора Нвс при работе насоса на воде:

2.1.32.6 Проверяем, удовлетворяют ли значения Qв и Нвс:

0,65<34,4/75,5 = 0,456<1,25,

794 ? 850-145 =705 м.

2.1.33 Вычисляем значение коэффициента К? для найденных выше Reц

и Qв  / Qвп.опт  :


Выбираем меньшее из этих двух значений, К? равен 0,747.

     2.1.34 Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным числом ступеней при работе в скважине на

установившемся режиме с дебитом Qжсу, т.е. при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qср и давлением, достаточным для работы системы скважина – УЭЦН на этом режиме по формуле:


Нвс = 780м.

Вычисляем значение отношения ?Р/Рс:




     Так как 0,073 можно округлить до 0,07, давление, которое насос способен развивать при работе со среднеинтегральной подачей в скважине не превышает требуемое.

     2.1.35 Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме системы скважина – УЭЦН для проверки соответствия выбранного погружного электродвигателя уточнением значений потребляемой насосом мощности.


Ргс = 1 кВт,

     Таким образом, штатный двигатель серии ПЭД32 – 103В5, может быть использован для привода насоса.

     2.1.36 Подбираем для УЭЦН газосепаратор, в нашем случае это модуль насосный газосепаратор серии МН-ГСЛ5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

     В данной пыпускной работе рассмотрен электропривод установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Нижний пласт разрабатывается при помощи ЭЦН, а верхний – ШГН.

     Произведены необходимые расчеты и выбор оборудования для нижнего пласта – центробежного насоса, погружного электродвигателя.

Промышленный	опыт	использования	одновременно-раздельной

эксплуатации пластов в скважине подтверждает высокую производительность данного метода. Внедрение технологий ОРЭ дает возможность уменьшить расходы на постройку скважин почти в 2 раза, уменьшить расходы на традиционное спецоборудование и на подготовку месторождения.

     Одновременно-раздельная экплуатация пластов также применима для новых многопластовых месторождениях.
.......................