Дипломная (вкр): Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения

Задаемся значением объемного расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15…0,25, т.к. b_всу < 0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние L_н от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой 1 - давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине. Пусть b_гвх = 0,15. Тогда L_н = 1050 м и Р_вх = 5,5 МПа.

Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Р_вх = 5,5 МПа:

. Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной работы насоса. Для этого вычисляем по (93) значение (b_гвх)_н, поскольку b_ввх< 0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:

сопоставляем найденное значение с b_гвх = 0,277. Так как (b_гвх)_н > b_гвх, приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.

. Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине L_н = 1050 м, принимая Кс=0. Так как b_ввх<0,5, берем w_др.г= 0,02 м/с.

Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно таблице в п.4.7 [1, стр.28], будет D_сн=0,103 м.

Вычисляем значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:

Вычисляем значение К_ск:

К_с = К_ск = 0,186.

. Вычисляем по (75) [5] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ,

приняв К_фн = К_фв = 1:

методом последовательной итерации находим Р_д.нас=10,562 с погрешностью 10^-5

. Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(L_нкт) изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (L_нкт= 0) до глубины L_н=1050 м, найденной в п. 3.4.

. Расчет Р(L_нкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(L_эк) и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом УЭЦН.

. Разбиваем перепад давлений Р_д.нас - Р_у = 10,562 - 1,5 = 9,62 МПа на 4 ступени: DР₁ = 1,9; DР₂ = 2,1; DР₃ =2,3; DР₄ =2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Р_ср1=2,45; Р_ср2= 4,45; Р_ср3= 6,65; Р_ср4= 9,05. Вычисляем значения r_н1 по (12), b_н1 по (11) и b_вж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к устью скважины:

,

вычисляем средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для 1-го участка НКТ:_н2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м³/с; Q_В2=0,3*0,0015 = 0,00045м³/с_Н2 =0,00114 / 0,003018 =0,377 (м/с); w_В2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149

(м/с);

вычисляем приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду DР₁, положив r_н1 =757 кг/м³; r_в1=1011 кг/м³, b_вж1=0,276, b_н1 = 1-b_вж1 = 1-0,276 = 0,724; w_г1 = 0, w_см1 = 0, то есть допустив, что колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с водосодержанием b_вж1=0,276. Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем:

вычисляем расстояние от устья до середины участка DL₁:

Определяем приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67) величин Н, С_ср, h_д, h_н, а также b_вжн и r_жн, используемых при вычислении Н.

Находим приближенно водосодержание в насосе по (70) при b_н = b_н.нас:

Вычисляем приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):

вычисляем приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):

,

где С_н -средняя теплоемкость нефти, равная » 2000 Дж/(кг*К), С_всу - средняя теплоемкость пластовой воды, равная » 4380 Дж/(кг*К).

Значение h_д принимают равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А, имеют h_д= 0,81.

Для оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного приближенно величине:_жн =130*(1,103*12^0,0199*(1-0,27)+1*0,27) = 145,1 м³/сут.

Из справочника [2] находим ближайшую по подаче установку группы 5А - ЭЦН5А - 250 с КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе, являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре пласта по (13):

 Па*с

Но поскольку температура продукции в насосе ниже Т_пл и равна приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:

вносим поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рисунок 4, стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: m_нн » 0,052 Па*с.

Так как b_вжн=0,270 <0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):

Па*с

Находим по (73) значение параметра В_m, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:

Так как В_m < 47950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:

Теперь по (67) находим:

Вычисляем по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L₁ = 120,3 м:

Вычисляем значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине L_нкт1=120,3 м, аналогично как в п.1.2.3 [5]:

Находим z_у по соответствующей формуле из (50) по Р_пр1 и Т_пр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

,

а по (58) - значение z₂:

Вычисляем объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без слагаемого с сомножителем a_г (поскольку b_всу< 0,65), положив К_кф=К_фв=1, К_с=0,186, Р_вх=5,5 МПа:

Вычисляем значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ:

w_пр.г1= 0,0011 / 0,003018 =0,368 (м/с);

w_пр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);

w_см1 = 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);

Вычисляем значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка:

Определяем по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее сечение 1-го участка НКТ. Так как b_вж1< 0,5, w_см1 > w_кр2, Р_ср1> 0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС

Вычисляем по (13) значение вязкости нефти при Р_ср1=2,45 МПа и Т_пл=357К:

Пересчитываем это значение на Т₁=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти DТ₁ = 357-295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет m_н1 = 0,068 Па*с.

Вычисляем значение параметра А по (42) и (25):

,

где , тогда

Находим кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:

Вычисляем истинное газосодержание j_г1 по (36):

Вычисляем истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [5], поскольку внешней фазой потока является нефть:

Находим долю нефти в жидкости по (32): j_нж1 = 1 - 0,266 = 0,734.

Вычисляем истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:

j_в = j_вж*(1-j_г) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;

j_н = j_нж*(1-j_г) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;

делаем проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке: сумма долей фаз должна быть равна 1:

,361 + 0,170 + 0,469 = 1,000.

Вычисляем значение плотности попутного газа при Р_ср1=2,45 МПа и Т₁=295,1 К по (56)

Оцениваем кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть m_гжс1=m_ж1=0,227 (Па*с).

Вычисляем значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):

Определяем значение l_см1 по (49), поскольку полученное значение Re_см1 меньше 2000:

Вычисляем значение DL₁ по (92):

12. Рассчитываем значения DL₂¼DL₄ колонны НКТ аналогично расчету DL₁ и определяем расстояние по оси скважины от ее устья до сечения НКТ, в котором давление равно Р_д.нас. Эта длина оказывается 680,5 м.

. Определяем длину участка DL₅ колонны НКТ от сечения, где давление равно Р_д.нас, до глубины спуска насоса L_н = 1050 м. DL₅ = 1050 - 680,5 = 369,5 м.

. Вычисляем перепад давления на длине DL₅ НКТ, учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая свободного газа, j_г5 = 0, что можно принять: b_н5 = b_н.нас, r_н5 = r _н.нас и что вязкость нефти m_н5 отличается от вязкости m_нпл при Т_пл. Расчет выполняем аналогично расчету участка DL₁ эксплуатационной колонны.

Результаты расчетов кривой Р(L_нкт) представлены в приложении 2, в которой L_i - расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Р_i - давление в этом сечении.

. Строим кривую Р(L_нкт) - линия 3 на рисунка 1 по значениям Р_i, L_i таблицы 3 и экстраполируем ее в область L > L_н = 1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.

. Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рисунка 1 и давление Р_с, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом жидкости:

Р_вых = 13,43, тогда Р_с = Р_вых - Р_вх = 13,43 - 5,5 = 7,93 МПа.

. Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):

Вычисляем среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая К_фн = 0,9; К_фв = 0,1; Р_д.нас = 10,562 МПа:

. Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.

Сначала находим значения А,В и z_cр в насосе:

,

Значение z_cр определяем по (58) при Т_ср.н= 299,07 и Р_вх = 5,5 МПа и r_у.отн = 0,996.

Находим z_у по соответствующей формуле из (50) по Р_пр1 и Т_пр1:

Далее вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по (62):

а по (58) - значение z₂:

Подставив значения А, В и z_ср, в (89) получаем:

. Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):

Q_ср = 0,00188 + 0,000028 = 0,0019 (м³/с).

. Вычисляем массовый расход через насос по (76):

. Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):

. Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным дебитом Q_жсу = 0,0015 м³/с по (91):

. Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:

. Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Т_ср.н=299,07 К.

Поскольку вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Т_пл=357 К равна 0,0329 Па*с (согласно п.1.9.1), то при Т_ср.н=299,07 К, пользуясь графиком Льюиса и Сквайрса, находим m_нн » 0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет: