Центробежных насосов к нефтяным




Скачать 464.95 Kb.
НазваниеЦентробежных насосов к нефтяным
страница1/6
Дата публикации08.05.2013
Размер464.95 Kb.
ТипОбзор
vbibl.ru > Информатика > Обзор
  1   2   3   4   5   6





ПОДБОР УСТАНОВОК ПОГРУЖНЫХ

ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ К НЕФТЯНЫМ

CКВАЖИНАМ.
Под подбором УЭЦН к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта [1,2,3,4,5,7,8], движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д. [4,5,6,11], изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости[9,18,19,20,21,22,23,24].
В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам

Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН.

К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова[20], методики, созданные в БашНИПИнефть [13,14] и ТатНИПИнефть [12], в НК “ЮКОС”[28] и работу, выполненную В.С.Линевым [17].

В 70-х годах опубликованы методики фирмы TRW Reda [31], расчеты по которому проводились на ЭВМ “ЮНИВАК 1108” и методики, разработанные в ОКБ БН [15,25,26,27].

Расчет по методике [26] проводился на ЭВМ “Наири”, а для более поздних методик были созданы программы расчетов на ЭВМ серии ЕС.

Обзор современных программ и методик подбора УЭЦН к нефтяным скважинам представлен в разделе 4 настоящей главы.

1.Основные положения методики подбора УЭЦН

к нефтяной скважине.
Как уже указывалось ранее, методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы “пласт- скважина- насосная установка”.

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

1.Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

2.Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.
Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

1.По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2.По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке

“забой скважины - прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (например - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.
3.По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно- компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4.По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.

5.По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).

6.По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок ( с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7.После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8.После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

2.Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН к скважине.

Основные допущения и упрощения.
При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора.

Основными среди этих допущений являются:

1)Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.

2)Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке "забой скважины - прием насоса" при любых величинах дебитов скважины.

3)Пренебрежение "скольжением" нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.

4)Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.

5)Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.

6)Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.

7)Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.
Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1.Плотности, кг/куб.м:

воды;

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2.Вязкости, м2 / с:

воды;

нефти.

3.Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки.

4.Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5.Газовый фактор, куб.м/куб.м.

6.Объемный коэффициент нефти, ед.

7.Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.

8.Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

9.Пластовая температура и температурый градиент, С, С/м.

10.Коэффициент продуктивности, куб.м/ МПа*сутки.

11.Буферное давление, МПа.

12.Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диамет и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:
1.Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:
см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г
где н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

в - плотность пластовой воды,

г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.
2.Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
Рзаб = Рпл - Q / Kпрод
где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.
3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
Ндин = Lскв - Pзаб / см g
4.Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15):
Рпр = ( 1 – Г ) Рнас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Рнас - давление насыщения.
5.Определяем глубину подвески насоса:
L = Ндин + Pпр / см g


6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:
T = Tпл – (Lскв - L) * Gт;
где Tпл - пластовая температура;

Gт - температурный градиент.
7.Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Pпр / Pнас
где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос;

Pнас - давление насыщения.
8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:
Qпр = Q * B*

9.Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:
Gпр = G [ 1- (Pпр / Рнас )],

Где G - газовый фактор.
10.Определяем газосодержание на входе в насос:
вх = 1 / [(( 1 + Рпр ) В*) / Gпр ] + 1

11.Вычисляем расход газа на входе в насос:
Qг.пр.с = Qпр вх / ( 1 -вх )

12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
C = Qг.пр.с / f cкв
Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:
 = вх / [ 1 + ( Cп / C ) пр ]
где Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/c при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/c при b > 0,5).
14.Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":
Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4  )] - 1 }
15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":
Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - 0,4  )] - 1 },
где буф = 1 / [(( 1 + Рбуф ) Вбуф*) /Gбуф ] + 1;
буф = буф / [ 1 + ( Cп / C ) буф ]
Величины с индексом “буф” относятся к сечению устья скважины и являются “буферными” давлением, газосодержанием и т.д.

16.Определяем потребное давление насоса:
Р =  g Lдин + Рбуф - Pг1- Pг2
где Lдин - глубина расположения динамического уровня;

Рбуф - буферное давление;

Pг1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса";

Pг2-давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины".
17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению(напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность).
18.Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:
KQ = 1 - 4,95  0.85 QоВ -0.57

где  - эффективная вязкость смеси;

QоВ - оптимальная подача насоса на воде.
19.Вычисляем коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
K = 1 - 1.95 0.4 / QоВ 0.27
20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:
Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв )],
где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:
q = Qж.пр / QоB
где QоB – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса .
22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:
qпр = Qж.пр / QоB KQ
23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:


  • пр =  вх ( 1 - Кс )



24.Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
КН = 1 - ( 1.07 0.6 qпр / QоB 0.57 )
25.Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:
К = [ ( 1 - ) / (0.85 - 0.31 qпр )A ]
где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 qпр + ( 6.8 qпр )2 ]
26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:
Н = Р /  g К КН
27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:
Z = H / hст ,

где hст - напор одной ступени выбранного насоса.
Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.
28.Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
 = 0.8 К КqоВ
где оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
29.Определяем мощность насоса:
N = P Q / 
30.Определяем мощность погружного двигателя:
NПЭД = N / ПЭД
31.Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:
Ргл = гл g L + Рбуф + Рзаб - Pпл

где гл - плотность жидкости глушения.
Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Нгл = Ргл / гл g
Величина Нгл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики.
Определяем мощность насоса при освоении скважины:
N гл = P гл Q / 

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

N ПЭД. гл = N гл / ПЭД
32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:
Т > [T],

где [T] – максимально-допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33.Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего расчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
W = Q / F ,
где F = 0,785 (D2 - d2 ) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.
  1   2   3   4   5   6

Добавить документ в свой блог или на сайт

Похожие:

Центробежных насосов к нефтяным iconОткрытое акционерное общество
Оао «Бердянские жатки» совместно с научно-производственным предприятием «Энергомаш», разработали и провели подготовку производства...

Центробежных насосов к нефтяным iconЗадание на диплом
Реферат ведение установки погружных центробежных

Центробежных насосов к нефтяным iconГенеральный Директор – Максим Казаков, 8 912 856 20 02
Дать схематичный эскиз взаимного расположения бу, цс, буровых насосов, шламового амбара

Центробежных насосов к нефтяным iconИ местоположение объекта
Реконструкция пнд-2 с внедрением преобразователей частоты для электроприводов 0,4кВ конденсатных насосов первой ступени энергоблоков...

Центробежных насосов к нефтяным iconИнструкция по выбору и правилам эксплуатации циркуляционных насосов 51
Котел отопительный китурами предназначен для работы на дизельном топливе гост-305

Центробежных насосов к нефтяным iconТ ел.\факс: 8(495)996-13-04
По заказу данные модели могут быть оснащены опцией подключения дозирующих насосов для жидких моющих средств

Центробежных насосов к нефтяным iconИнструкция по установке, эксплуатации и обслуживанию насосов
Это руководство также содержит информацию для предотвращения и устранения самых общих эксплуатационных проблем

Центробежных насосов к нефтяным iconРефератов по тематике буровых работ, непосредственно
Техническое обслуживание буровых станков, насосов, компрессоров и другого вспомогательного оборудования буровых установок

Центробежных насосов к нефтяным iconРуководство по эксплутации мвкш. 426487. 002 Рэ
В (насосов, вентиляторов, дымососов, компрессорного, холодильного, подъемно-транспортного оборудования, станочных приводов и т д.)...

Центробежных насосов к нефтяным iconПравительство утвердило проект постановления о либерализации цен...
Виктором Зубковым. Свободными цены на пнг могут пробыть недолго, в ближайшее время правительство намерено резко повысить штрафы за...

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:
Школьные материалы


При копировании материала укажите ссылку © 2013
контакты
vbibl.ru
Главная страница