2.6 Расчет параметров работы УЭЦН

Исходные данные для расчета:

Глубина скважины                               Н_СКВ, =1550м

Пластовое давление                            Р_ПЛ, =14, 0 МПа

Давление насыщения                            Р_НАС, = 8, 2 МПа

Коэффициент продуктивности                  К_ПР = 6, 8 м³/сут. *МПа  

Плотность добываемой жидкости               ρ _Ж, = 868 кг/м³           

Буферное давление                             Н_БУФ, = 0, 9 МПа

- выбор диаметра насосных труб. Для спуска ЭЦН на месторождении используются НКТ диаметром 2, 5 дюйма (73 мм);

- определяем необходимый напор УЭЦН. При расчёте и подборе установок необходимо учитывать факторы, которые являются главными в установлении оптимальных режимов работы УЭЦН. Такими факторами, определяющими условия работы УЭЦН на месторождении, являются: забойное давление, давление насыщения нефти газом, глубина спуска погружного насоса.

Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме.

 Максимально возможный дебит скважины ограничен условиям:

Р_ЗАБ ³ 0, 75*Р_НАС                                   (2. 1)

Вычисляем минимально возможное забойное давление:

Р_ЗАБmin = 0, 75 * Р_НАС = 0, 75 * 21 = 15, 8 МПа

Максимально возможный дебит скважины

Q_max = К_ПР * (Р_ПЛ - Р_{ЗАБ. min})                                (2. 2)

Q_max = 6, 8 * ( 14, 0 – 6, 8 ) = 48, 96 м³/сут

Принимаем расчетный дебит Q_Ж = 50 м³ / сут. Тогда забойное давление, МПа

Р_ЗАБ = Р_ПЛ– Q_Ж / К_ПР                                 (2. 3)

              Р_ЗАБ = 14, 4 – 50 / 6, 8 = 7, 04 МПа

Расчетный динамический уровень Н_ДИН

Н_ДИН = Н_СКВ– ((Р_ЗАБ. –Р_БУФ ) / ρ _Ж)*10⁵                            (2. 4)

Н_ДИН = 1550 - ((7, 04 – 0, 9)/ 868)*10⁵ = 842 м

Определяем необходимый напор ЭЦН Н_Н, м

Нн = Нбуф + Ндин + Нтр

где Н_ТР– потери напора на трение, по экспериментальным данным принимаем Н_ТР = 50м

Н_Н = 842 + 90+50 = 982 м

- для получения дебита Q=50м³/сут. и обеспечения напора 982 м принимаем близкий по характеристикам насосЭЦНМ5-80-1200 с напором 1200м и количеством ступеней 252 (трехсекционный).

- выбираем глубину погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине. В данном расчете для Таймурзинского месторождения принимаем Dh = 600м, т. е насос нужно заглубить в жидкость не менее чем на 600м, чтобы давление на приеме насоса было не менее 3 МПа. Принимаем глубину спуска насоса h_СП = Н+Dh = 1050 м

Р_ПР = (Н_СП– Н_ДИН) * ρ _Ж / 100 + Р_БУФ                         (2. 5)

Р_ПР = (1050-842) *0, 868/100 + 0, 9 = 4, 7 МПа

Т. к. 4, 7 > 3 МПа, то глубина спуска насоса нас устраивает.

ЭЦНМ5-80-1200-узел осевой опоры имеет шайбы из износостойкого материала, 2-рабочие ступени двухопорной конструкции из чугуна типа “низерист”, 2- в составе насоса входной модуль, соединение секции типа “фланец-корпус”.

- выбор кабеля. Подходит по своим характеристикам кабель марки КПБП с площадью сечения 16 мм² и размерами 15х37, 4 мм.

- для ЭЦНМ5-80-1200 поставляются двигателя ПЭД-28-103 мощностью -28кВт; КПД – 0, 81.

Для выбранного насоса подходит ПЭД-28-103.

Проверяем соотвествие мощьности двигателя условия откачки, для чего определяют необходимую мощьность и сравнивают с мощьностью выбранного двигателя N_Дв≥ N

                         (2. 6)

Где µ_н-0, 52              

Мощность выбранного двигателя 40, 37 кВт

Определяем минимальную необходимую длину:

                              (2. 7)

Где l-расстояние от устья до станции управления

L_K= 7775, 93 + 25 = 7800, 93 м

Проверяем возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимаемы равный 5 –10 мм.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

                    (2. 8)

Где Д_ЭД – диаметр элетродвигателя

Д_Н– Наружный диаметр насоса

Д_k– Толщина металличексого пояса, мм.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля

                      (2. 9)

Где d_M=56 мм

при D_дв = 117мм, D_н = 103мм, h_к = 12, 6мм, S = l мм.

Итак: D_max =123, 6мм, т. е. D_max < D_{вн. экс},

123, 6мм < 130мм.

Значит, спуск агрегата в скважину возможен.

В результате расчетов внедрили установку с износостойкими рабочими колесами ЭЦНМ5-80-1200 вместо установки обычного исполнения УЭЦН-30-950, тем самым достигая увеличения МРП с 196 до 305 суток с одновременной оптимизацией скважины, дебит по жидкости которой должна составить Q_Ж=50м³/сут. Против бывшего значения в 19 м³/сут (23 т/сут), что было обосновано выше.

Таблица 2. 3- Подобранное оборудование

ПЦЭН	ПЭД	Кабель	Станция управления	Трансформатор
ЭЦНМ5-80-1200	ПЭД28-103	КПБП3х25	ШГС5804-49А3У1	ТМПН-63/3-73ХЛ1

Исходя из обводненности скважинной продукции n_В = 30% можно определить ожидаемый дебит скважины по нефти Qн^*.

    

Qн^* = Q_Ж*(1- n_В)                              (2. 10)

                Qн^* = 50*(1-0, 3) = 35 м³/сут

Зная плотность нефти, определим массовый дебит нефти Qн

Qн = ρ _Н* Qн^*                                    (2. 11)

               Qн = 803*35 = 28 т/сут.

Эффект составит 5 т/сут дополнительной суточной добычи нефти и увеличение МРП УЭЦН на 109 суток.

 

 

      

     

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: