4

Содержание

Задача 1.4………………………………………………………………………….3

Задача 2.18…………………………………………………………………………9

Задача 4.1…………………………………………………………………………..11

Задача 5.1…………………………………………………………………………..14

Список литературы………………………………………………………………17

Задача 1.4

Провести анализ работы УЭЦН по данным технологического режима работы скважины. Построить совмещенную напорную характеристику. Оценить влияние реальных свойств жидкости на паспортную характеристику ЭЦН, без учета полезной работы газа при подъеме жидкости. Исходные данные по скважине: глубина искусственного забоя 2000м, средний угол кривизны 3 град, эксплуатационная колонна 146*7.7 мм, НКТ гладкие 73*5,5 – К ГОСТ 633 – 80, пластовое давление 16.7 МПА, статический уровень жидкости в затрубном пространстве 5м, давление насыщения нефти газом 12,5 МПа, устьевое давление 15 кгс/см2, затрубное давление 10 кгс/см2, давление в системе сбора 0,8 МПа, плотность ГЖС в затрубном пространстве в интервале забоя от до динамического уровня 800 кг/м3, плотность ГЖС в НКТ 750 кг/м3, вязкость жидкости 5 сп, средняя температура жидкости и газа в скважине 18град, относительная плотность газа по воздуху 0,326, коэффициент сверхсжимаемости 0.895, газонасыщенность нефти 135м3/т, коэффициент Генри 0.0385 МПа.

Таблица №1 Исходные данные по скважине

Параметры	Значение параметров
	Исходное	В системе СИ
Глубина искусственного забоя	2000м	2000м
Средний угол кривизны	3°	3°
Диаметр колонны	146 мм	0,146м
Толщина стенки колонны	7,7 мм	0,0077 м
Диаметр НКТ	73 мм	0,073 м
Толщина стенки НКТ	5,5 мм	0,0055 м
Пластовое давление	1б,7МПа	16,7 МПа
Статический уровень жидкости в затрубном пространстве	5м	5 м
Устьевое давление	15 кгс/см2	1,5 МПа
Затрубное давление	10 кгс/см2	1 МПа
Давление в системе сбора	0,8 МПа	0,8 МПа
Плотность ГЖС в затрубном пространстве в интервале от забоя до динамического уровня	850 кг/м3	850 кг/м-1
Плотность ГЖС в НКТ	0,75 г/см3	750 кг/м3
Вязкость жидкости	5сП	0,005 Па*с
Типоразмер ЭЦН	ЭЦНМ5-125-1300
Коэффициент продуктивности скважины	16 т/(сут*МПа)	0,1736*10-6кг/с*Па
Глубина спуска насоса в скважину	1150м	1150м
Динамический уровень	860м	860м
Дебит скважины	85 т/сут	0,983кг/с
Давление насыщения	12,5МПа	12,5*106Па

Решение:

1) Изображаем графически паспортную характеристику ЭЦН(рис.1).

Таблица №2 Рабочий интервал для исходного насоса ЭЦНМ5-125-1300

Параметры	Показатели
Напор,м	1290
Подача, м /сут	125
Мах значение КПД, %	58,5

Характеристика ЭЦН снята при работе насоса на технической воде р=1000кг/м Паспортная характеристика насоса изображена на рис. 1

2) Напорная характеристика скважины определяется:

а) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Н_дин при отборе заданного количества жидкости;

б) противодавлением на устье скважины Р_у, которое необходимо преодолеть;

в) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока Н_тр;

г) работой выделяющегося из жидкости газа Н_г, уменьшающего суммарный необходимый напор.

Таким образом напорная характеристика ЭЦН:

Н_скв(Q)=Н_дин +P_y/g+H_тp-H_г, где

Динамический уровень, соответствующий определённому дебиту, определяем методом интерполяции, используя фактические значения динамического и статического уровней.

Величина P_y/g есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью . Величина Н_тр определяется из уравнения Дарси -Вейсбаха:

H_тp=λ*(L_c-H_cн)*²/(D*2*g), где λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяется:

- при ламинарном режиме течения жидкости, т.е. при Re<2320, по формуле Стокса:

λ =64/Re

- при турбулентном режиме течения жидкости, т.е. при Re>2320, по формуле Блазиуса:

λ =0,3164/Re^0.25

Re - число Рейнольдса, определяется: *D/(/), где  - линейная скорость потока ГЖС, м/с, определяется:

=4*Q/(3.14*D²)

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м

 - вязкость жидкости. Па* с

ρ - плотность ГЖС в затрубном пространстве, кг/м³

Н_сн - глубина спуска насоса, м

Так как Н_г - полезную работу газа по подъёму жидкости в НКТ, в данной работе не учитываем,

то Н_г=0.

Дебит скважины:

Q_скв=q/ ρ = 85*10³/850=100м³/сут=0,0011574м³/с

 =4*0,0011574/(3.14*0.1306²)=0.0864 м/с

Re=0,0864*0.1306*850/0.005=1918

Режим течения жидкости - ламинарный, следовательно:

λ =64/Re=64/1918=0,0334

H_тp=0,0334*(2000-1150)*0,0864²/(0,1306*2*9,81)=0,0877м

Напорная характеристика скважины при Q=100 м³/сут:

H_cкв(100)=850+l,5*10⁶/(850*9,81)+0,0877=1029,9м

3) Расчёт напорной характеристики скважины при оптимальной работе скважины. Исходим из того, что оптимальное забойное давление составляет 75% от давления насыщения нефти газом, тогда оптимальный дебит скважины, с учётом коэффициента продуктивности:

Р_{заб.опт}=0,75*Р_нас=0,75* 12,5=9,375 МПа

Q_cкв.oпт=(P_пл-P_зaб.oпт)*K_пpoд=(16,7-9,375)*10⁶*0,1736*10^-6/850=0,001496м³/с=129,3м³/сут

Напорная характеристика скважины при данном дебите:

=4*0,001496/(3.14*0.1306²)=0,11173 м/с

Re=0,11173*0.1306* 850/0.005=2480

Режим течения жидкости - турбулентный, следовательно:

λ=0,3164/Re^0,25=0,3164/2480^0,25=0,04483

H_тp=0,04483*(2000-1100)*0,11173²/(0,1306*2*9,81)=0,1966м

Напорная характеристика скважины при Q=129,3 м³/сут:

H_cкв(129,3)=850+l,5*10⁶/(850*9,81)+0,1966=1030,08м

Соответственно, при дебите скважины равном нулю, напор скважины равен статическому уровню.

Напорная характеристика скважины представлена на рис.1

4) Оцениваем влияние реальных свойств откачиваемой жидкости на паспортную характеристику ЭЦН:

Точки отвечающие соответственным режимам работы насоса при откачке воды и другой однородной жидкости или неоднородной смеси в координатах H-Q располагаются на прямых лучах выходящих из начала координат. Зависимость напора и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно охарактеризовать коэффициентом.

Из условия задачи известна производительность насоса при откачке скважинной жидкости. Коэффициент ухудшения работы насоса вследствие откачки реальной жидкости равен:

К=0,786 т.е. производительность насоса уменьшилась на 21%.

Точка пересечения напорной характеристики скважины и скорректированной напорной характеристики насоса (точка В) является фактической точкой работы системы «скважина-насос».

Точка С соответствует напору скважины при оптимальном значении забойного давления, которому также соответствует оптимальный дебит скважины.

Целью задачи было провести анализ работы УЭЦН относительно оптимальной производительности скважины (т.С)

Как видно точка С лежит вне области возможных режимов работы ЭЦН. Следовательно нужно применить более высокопроизводительный насос, например 1ЭЦН6-160-1450

Рисунок 1. Напорная характеристика системы скважина - насос