Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Расчет подбора уэцн к скважине 2508 по техническому руководству фирмы
Проектирование погружаемого насосного агрегата обычно не представляет собой сложной задачи, особенно, если имеются надежные исходные данные. Однако, при недостаточности информации, в частности относительно дебита скважины, конструкция может быть неэффективной.
Недостаток исходных данных зачастую приводит к неправильному выбору типоразмера насоса и к высоким эксплуатационным расходам. Неправильно выбранный насос может работать за пределами своего эксплуатационного диапазона, что приводит к недогрузке или перегрузке электродвигателя, либо к быстрому дренированию скважины, что может привести к повреждению пласта. Другой крайностью является недостаточность мощности насоса для достижения требуемой производительности.
Зачастую используются данные других скважин того же месторождения или близлежащих районов, в предположении, что скважины одного и того же продуктивного горизонта будут иметь аналогичные характеристики. К сожалению, для целей инженерного выбора типоразмеров погружаемого насосного оборудования скважины скорее напоминают отпечатки пальцев - среди них нет двух одинаковых.
Процедура выбора параметров оборудования может существенно зависеть от характеристик скважинного флюида.
Исходные данные:
1) Статический уровень – 3200 фут. (532 м);
2) Рабочий уровень – 4190 фут. (650 м);
3) Дебит – 999,3 СБС (стандартных баррелей в сутки) 200 м3/cyт;
4) Глубина перфорации – 7800 фут. (2377,44 м);
5) Базисная температура – 180° F (63 ° С);
6) Установка насоса – 6500 фут. (1981,2 м);
7) Температура в устье скважины – 110° F (43,3° С);
8) Давление на устье – 240 PSI (1,5 МПа);
9) Требуемая продуктивность – 642,8 СБС (230 м3/сут);
10) Плотность в градусах АНИ – 42;
11) Газовый фактор – 70 нкф/сб - (124 м3/м3);
12) Плотность газа – 85;
13) Обводненность продукции – 89,6 %;
14) Плотность воды – 1,07;
15) Диаметр обсадной трубы – 5 1/2 ”, Вес – 14 #;
16) Диаметр НКТ – 2,5 с высаженными концами;
17) Частота – 50 Гц;
18) Объемный коэффициент – 1,1.
1) Вычисляем плотность жидкости / 4.стр178/:
SpGr = 141,5/131,5 + АНИ; (5.6.)
,где: SpGr – плотность жидкости.
АНИ – градусы американского нефтяного института (преимущество в выражении плотности в градусах АНИ заключается в том, что удается избавиться от десятичных разрядов и легче запоминается).
SpGr = 141,5/131,5 + 42 = 0,816.
2) Пересчитаем высоту жидкости над зоной перфорации /4,стр. 178/:
Статический уровень над зоной перфорации (Y стат. ур.з. перф ) равен глубине перфорации минус статический уровень жидкости; (5.7.)
Y стат. ур.з. перф = 7800 – 3200 = 4600 фут. (702 м) – Pr.
Динамический уровень над зоной перфорации (Y дин.ур.з. перф) равен глубине перфорации минус рабочий уровень жидкости;
Y дин.ур.з. перф = 7800 – 4190 = 3610 фут. (562 м) - Pwf.
3) Рассчитаем максимальный дебит /4, стр.178/:
Pwf / Pr = 3610 / 4600 = 0,785
Qмах = 999,3/0,785 = 1273 СБС (324 м3/сут). (5.8.)
4) Новый динамический уровень равен /4, стр.179/:
Pwf = 7800 – 4189 = 4190 фут. (650 м). (5.9.)
5) Рассчитаем уровень жидкости над насосом /4, стр.179/:
Уровень жидкости над насосом равен глубине установки минус динамический уровень жидкости; (5.10.)
Y з.перф = 6500 – 4190 = 2310 фут. (412 м).
6) Рассчитаем давление на приеме насоса /4, стр.179/:
Р пр. нас. = Y з.перф * 0,905/2,31; (5.11.)
,где: Р пр.нас. – давление на приеме насоса;
Y з. перф. – уровень над зоной перфорации.
Р пр. нас. = 2310 * 0,905/2,31 = 905 Psi (6,363 МПа).
7) Потери на трение в лифтовых трубах в среднем составляют 36фут/500фут. Рассчитаем потери на трение при глубине установки насоса в 6500 фут /4 стр. 179/:
Р тр. = 36 * 6500/500 = 468 фут. (73,1 м). (5.12.)
8) Рассчитаем напор на выкиде /4, стр.179/:
Н вык = Р уст * 2,31/0,905; (5.13.)
,где: Р уст. – давление на устье, Psi.
Н вык = 240 * 2,31/0,905 = 612,6 фут. (95,6 м).
9) Находим высоту вертикального столба жидкости /4, стр. 179/:
H ст. жидк. = H пoгp. нac. – Y з.пepф.; (5.14.)
,где: Н погр.нас. – погружения насоса;
Y з.перф. – над зоной перфорации.
Н ст.жидк. = 6500 – 2311 = 4189 фут. (650 м).
10) Найдем глубину погружения насоса /4, стр. 179/:
ПНД = Ндин. + Нвык. + Ртр.; (5.15.)
,где: Ндин. – динамический уровень;
Нвык. – напор на выкиде;
Ртр. – потери на трение.
ПНД = 4189 + 612,6 + 468 = 5269,6 фут. (721 м).
11) Рассчитаем газовый фактор /4, стр. 180/:
ГФ = ГЖФ / Доля нефти; (5.16.)
ГФ = 70 / 0,65 = 108 нкф/СБ. (60 м3/м3)
12) Определим количество жидкости, которое необходимо откачать /4, стр. 180/:
Vж = Qн * ОКН; (5.17.)
,где: Qн – дебит, баррелей/сутки;
ОКН – объемный коэффициент нефти.
Vж = 999,3 * 1,1 = 1099 баррелей жидкости (315,6 м3).
13) По производительности 1099 попадает в диапазон насоса RA-16 (приложение Г). Насос ODI RA-16 для обсадных труб наружным диаметром 5 1/2
.
14) Определим напор одной ступени по техническим данным для насоса RA-16 = 25,5 футов на ступень (7,7 м) /4, стр. 180/:
Кст = 5269,6 / 25,5 = 206 ступеней.
Найдем более близкое по количеству ступеней в продажном каталоге для RA-16 подходящим является 196 и 210 ступеней. Мы выбираем 196 ступеней.
15) Определим мощность двигателя, необходимую для заданного насоса /4, стр. 181/:
N = Кcт. * Nст. * rнефти; (5.18.)
,где: N – мощность, л.с.;
Кст – количество ступеней;
Nст – мощность одной ступени;
rнефти – плотность нефти.
N = 196 * 0,455 * 1 = 89 л.с. (37,2 кВт)
Выбрали двигатель 55 серии мощностью 95 л.с.
Дополнительное оборудование:
16) Кабельные бандажи:
Для крепления плоского кабеля к насосу следует использовать по одному 76 – сантиметровому бандажу через каждые 60 см. Для НКТ с наружным диаметром 89 мм. принимаем 56 сантиметровые бандажи, при их креплении через каждые 5 метров заглубления.
17) Подберем частотный преобразователь Электроспид:
Система погружных электро – насосов может быть дополнительно снабжена контроллером переменной частоты Электроспид, что позволит эксплуатировать насосную систему в широком диапазоне подач, напоров и К.П.Д. (приложение Д). Поскольку двигатель погружаемого насоса представляет собой индукционный электро – двигатель, его частота вращения пропорциональна частоте питающего тока.
При изменении частоты погружаемая насосная система с регулируемой частотой (ПНСРЧ) дает большие потенциальные возможности для увеличения производительности, снижения непроизводительных затрат времени и увеличения рентабельности. Погружная насосная система с регулируемой частотой может быть использована для повышения к.п.д. в целом ряде случаев, включая скважины с высокой вязкостью нефти, заводняемые скважины и т.п.
Эта система позволяет получить диапазон производительностей погружаемого насоса от 16 м3/сутки до 160 м3/сутки. Прежде чем применять систему с изменяющейся частотой следует понять эффект изменения частоты вращения погружаемого насоса.
Эта система может быть проанализирована при условии изменения частоты или при условии сохранения постоянного напора. Инженеры по сбыту имеют компьютерные программы для содействия выбору системы. Произведем расчет для насоса “ODI” RA-16.
При частоте 50 Гц дано:
Подача – 200м3,
Напор – 25,2 м (из кривой RA-16 при 200м3),
Мощность – 95 л.с.
Если выбрана новая частота в 60 Гц, то:
1) Рассчитаем новую подачу /4, стр. 183/:
Qн = fн/50 * Qпри 50Гц (5.19.)
,где: Qн – новая подача, м3;
fн – новая частота, Гц;
Qпри 50Гц – подача при 50 Гц.
Qн = 60/50 * 200 = 240 м3.
2) Новый напор равен /4, стр. 183/:
Нн = (fн/50)2
* Нпри 50Гц (5.20.)
,где: Нн – новый напор, м;
Нпри 50Гц – напор при 50 Гц.
Нн = (60/50)2 * 25,5 = 30,6 м.
3) Рассчитаем новую мощность электродвигателя /4, стр. 184/:
Nн = (fн/50)3 * Nпри 50Гц; (5.21.)
,где: Nпри 50Гц – мощность электродвигателя при 50 Гц.
Nн = (60/50)3 * 95 = 164,16 л.с. (68,7 кВт)
Таким образом можно изменять производительность практически любой установки электро – погружных насосов.
Ищи здесь, есть все, ну или почти все
Архив блога
-
▼
2020
(1450)
-
▼
01
(76)
- Коэффициент сжимаемости
- Объемный коэффициент пластовой нефти
- Плотность пластовой нефти
- Вязкость пластовой нефти
- Физические свойства пластового газа
- Свойства природного газа
- Минерализация воды
- Газосодержание пластовой воды
- Сжимаемость воды
- Плотность воды в пластовых условиях
- Вязкость пластовой воды
- Система разработки месторождения
- Рациональная система разработки месторождения
- Схема разбуривания скважин
- План разбуривания скважин
- Виды заводнения пластов
- Гидродинамические исследования скважин
- Метод неустановившейся фильтрации
- Метод КПД (кривая падения давления)
- ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
- Методы повышения нефтеотдачи пластов
- Форсированный отбор жидкости
- Барьерное заводнение
- Очаговое заводнение
- Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пла...
- Методы интенсификации притока
- Химические методы интенсификации притока
- Физические методы интенсификации притока
- Тепловые методы интенсификации притока
- Проведение опз на месторождении
- Назначение скважин
- Оборудование скважины
- Прием скважины из бурения
- Эксплуатация установок электроцентробежных насосов
- Основные причины отказов УЭЦН
- Добыча нефти с помощью СШН
- Применение УШВН
- Структура фонда скважин
- Конструкция скважины
- Устройство и принцип действия уэцн
- Применение газосепараторов
- Конструктивные особенности установок импортного пр...
- Целесообразность применения уэцн при разработке пл...
- Анализ состояния механизированного фонда скважин
- Бездействующий фонд скважин
- Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин
- Коэффициент использования эксплуатационного фонда ...
- Календарное время действующего фонда скважин
- Календарное время эксплуатационного фонда
- МРП (межремонтный период)
- Добыча нефти УШВН
- Внедрение УШВН
- Входной контроль УШВН
- Порядок спуска УШВН
- Установка устьевого привода ШВН
- Запуск и вывод на режим - Для запуска УШВН бр...
- Обслуживание скважин с УШВН
- Характеристика фонда скважин оборудованных уэцн
- Анализ состояния фонда скважин
- Анализ работы уэцн
- Средняя наработка на аварию уэцн
- Расчет подбора уэцн для скважины 2508
- Расчет подбора уэцн к скважине 2508 по техническом...
- Сравнение показателей работы уэцн центрилифт
- Влияние газа на работу уэцн
- Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных ...
- Мероприятия на эффективность и надежность работы уэцн
- Мероприятия по увеличению межремонтного периода ра...
- Общие требования безопасности при обслуживании неф...
- Охрана труда при эксплуатации скважин оборудованны...
- Требования безопасности при обслуживании скважин о...
- Противопожарная защита при эксплуатации уэцн
- Охрана недр и окружающей среды чрезвычайные ситуации
- Охрана окружающей среды при эксплуатации уэцн
- Охрана недр и окружающей среды при добыче нефти и ...
- Стационарные источники загрязнения
-
▼
01
(76)