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