5ОПорядок проведення заняття

5.1оЗгідно таблиці 3.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані.

5.2оПідібрати основне обладнання установки електровідцентрового насоса в такій послідовності:

5.2.1оВизначити густину суміші на ділянці „вибій свердловини – прийом насоса” з врахуванням спрощень

, кг/м³, (3.1)

де - густина відсепарованої нафти, кг/м³;

- густина пластової води, кг/м³, ( =1050 кг/м³);

- густина газу у звичайних умовах, кг/м³,

( =1,3 кг/м³);

- газовий фактор, м³/м³;

- обводненість пластової рідини, в долях одиниць ( = 0,20);

- об’ємний коефіцієнт нафти, в долях одиниці,

. (3.2)

5.2.2оВизначити вибійний тиск, при якому забезпе-чується даний дебіт свердловини

, МПа, (3.3)

де - пластовий тиск, МПа;

- дебіт свердловини, м³/добу;

- коефіцієнт продуктивності свердловини, м³/(добу^.і ^.іМПа);

5.2.3оВизначити глибину розташування динамічного рівня при заданому дебіті продукції пласта

, м, (3.4)

де - глибина свердловини, м;

- вибійний тиск, Па;

- густину суміші, кг/м³;

- прискорення вільного падіння, м/с².

5.2.4оВизначити тиск на прийомі насоса, при якому вміст газу на прийомі насоса не перевищує гранично – допустиме значення

, МПа, (3.5)

де - гранично допустиме значення газовмісту на прийомі насоса, в долях одиниці, ( .= 0,15);

- тиск насичення, МПа.

5.2.5оВизначити глибину підвішування насоса

, м, (3.6)

де - глибина розташування динамічного рівня у свердловині, м;

- тиск на прийомі насоса, Па.

У випадку, коли глибина підвішування насоса, яка визначена з умови неперевищення гранично-допустимого значення вмісту газу на прийомі насоса є більшою за глибину свердловини, необхідно глибину підвішування насоса вибрати з врахуванням глибини свердловини, а нормальну роботу насоса забезпечити шляхом використання газового сепаратора.

5.2.6оВизначити об’ємний коефіцієнт рідини при тиску на прийомі насоса

. (3.7)

5.2.7оВизначити дебіт пластової рідини на прийомі насоса

. (3.8)

5.2.8оВизначити об’ємний вміст вільного газу на прийомі насоса

, (3.9)

де - газовий фактор, м³/м³.

5.2.9оОб’ємний вміст газу на прийомі насоса

, (3.10)

5.2.10оВизначити кількість газу на прийомі насоса

. (3.11)

5.2.11оВизначити приведену швидкість газу в перерізі обсадної експлуатаційної колони на прийомі насоса

, м/с, (3.12)

де - витрата газу на прийомі насоса, м³/с;

- площа перерізу свердловини на прийомі

насоса, м², (площа кільцевого простору між внутрішньою стінкою експлуатаційної колони і корпусом відцентрового насоса, діаметр якого необхідно попередньо прийняти відповідно до внутрішнього діаметра експлуатаційної колони).

5.2.12оВизначити реальний газовміст на прийомі насоса

, (3.13)

де - швидкість спливання бульбашок газу, що залежить від обводненості пластової рідини, м/с ( = 0,02 м/с при 0,5 або = 0,16 м/с при 0,5).

5.2.13оВизначити роботу газу на ділянці „вибій – прийом насоса”

. (3.14)

5.2.14оВизначити роботу газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”

, (3.15)

де ; (3.16)

. (3.17)

Величини з індексом „буф” відносяться до перерізу устя свердловини і є „буферним” тиском (тиском на усті свердловини), газовмістом і т.д. Для їх визначення необхідно повторити розрахунок починаючи з п. 4.2.6, в яких визначаються аналогічні величини.

5.2.15оВизначити тиск насоса, необхідний для підняття продукції пласта і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини

, Па, (3.18)

де - глибина свердловини, м;

- буферний тиск, Па;

- вибійний тиск, Па;

- тиск роботи газу на ділянці вибій – прийом насоса, Па;

- тиск роботи газу на ділянці нагнітання насоса – устя свердловини, Па.

5.2.16оЗа величиною подачі насоса на прийомі, необхідного тиску (напору насоса) і внутрішнього діаметра обсадної колони, вибрати типорозмір заглибного відцентро-вого насоса. Визначити величини, що характеризують його роботу в оптимальному режимі (згідно паспортної характе-ристики, отриманої при випробуваннях на воді).

5.2.17оВизначити коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нафтоводогазовій суміші відносно паспортної характеристики

, (3.19)

де - ефективна в’язкість суміші, м²/с(=2мм²/с);

- оптимальна подача насоса згідно паспортної характеристики , м³/с.

5.2.18оВизначити коефіцієнт зміни ККД насоса, викликаної впливом в’язкості рідини (суміші)

. (3.20)

5.2.19оВизначити коефіцієнт сепарації газу на вході у насос

(3.21)

де f_екв - площа перерізу свердловини на прийомі

насоса, м²,

- дебіт пластової рідини на прийомі насоса, м³/с.

5.2.20 Визначити відносну подачу пластової рідини на вході в насос

, (3.22)

де - подача в оптимальному режимі згідно паспортної характеристики, м³/с.

5.2.21оВизначити відносну подачу на вході в насос у відповідній точці паспортної характеристики насоса

, (3.23)

5.2.22оВизначити газовміст на вході в насос

, (3.24)

5.2.23оВизначити коефіцієнт зміни напору насоса при роботі на в’язкій рідині

, (3.25)

5.2.24оВизначити коефіцієнт зміни напору насоса з врахуванням впливу газу

, (3.26)

де . (3.27)

5.2.25оВизначити напір насоса на воді при оптимальному режимі

, (3.28)

де - густина води, кг/м³ ( кг/м³).

5.2.26оВизначити необхідне число ступеней насоса

, (3.29)

де - напір однієї ступені вибраного насоса.

Напір однієї ступені вибраного насоса визначається на основі характеристики насоса приведеної в даних методичних вказівках.

Характеристики наведені для насосів, які містить 100 (сто) ступеней. Тому для визначення напору однієї ступені необхідно визначити напір при заданій подачі і розділити його на 100.

Число Z округлюється до більшого цілого значення і порівнюється із стандартним значенням числа ступеней вибраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступеней виявляється більшим, ніж вказане в технічній характеристиці на вибраний типорозмір насоса, то необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з більшим числом ступеней і повторити розрахунок починаючи з пункту 4.2.18.

Якщо розрахункове число ступеней виявилось меншим, ніж вказане в технічній характеристиці, але їх різниця складає не більше 5 %, вибраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число ступеней перевищує розрахункове на 10 %, то необхідно розбирати насос і видалити зайві ступені. Подальший розрахунок ведеться з пункту 4.2.18 для нових значень робочої характеристики.

5.2.27оВизначити ККД насоса з врахуванням впливу в’язкості, вільного газу і режиму роботи

, (3.30)

де - максимальний ККД насоса згідно паспортної характеристики.

5.2.28оВизначити потужність насоса та вибрати типорозмір електродвигуна для його приводу

, Вт. (3.31)

5.2.31оПеревірити можливість розміщення вибраного обладнання в експлуатаційній колоні заданого типорозміру.

Зовнішній діаметр двигуна, насоса і підйомних труб (НКТ) вибирають з врахуванням розміщення їх разом з кабелем в експлуатаційній колоні даного діаметра (рис. 3.2). При цьому треба врахувати, що заглибний насос і безпосередньо приєднані до нього НКТ утворюють жорстку систему і розташування їх у свердловині повинно розглядатися спільно. Для збереження цілісності кабеля і усунення небезпеки прихоплення обладнання у експлуатаційній колоні, воно повинно розміщатися із зазором рівним 5-10 мм.

Найбільший основний розмір заглибного агрегату рівний різниці між внутрішнім діаметром експлуатаційної колони і допустимим зазором.

Основний діаметр агрегату з врахуванням плоского кабеля

, мм, (3.32)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- зовнішній діаметр насоса, мм;

- товщина плоского кабеля, мм;

- товщина металічного пояса, що кріпить кабель до агрегату.

Основний розмір агрегату з врахуванням насосно-компресорних труб і круглого кабеля

, мм, (3.33)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- діаметр муфти насосно-компресорної

труби, мм;

- діаметр круглого кабеля, мм.

Якщо , що можливе при великому діаметрі насосно-компресорних труб, то вище агрегату слід встановити 100-150 м насосних труб меншого діаметра, при якому .

Рисунок 3.2 – Схема розміщення в свердловині заглибного агрегату, НКТ і кабеля