Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
= 140 ч; Г„рп = (8760—140)/2,8 =3079 ч=128 сут; г|э = 1 —
-
(140 + 30)/8760 = 0,98; Q„ год = 365-25 (1 — 0,2)-0,98-820 =
= 5,87 • 106 кг/год = 5870 т/год.
-
й вариант.
По формуле А. С. Вирновского ср = 3,4 обр/год.
По формуле (9.126) ср = 2,8 обр/год.
Принимаем прем = 3 рем/год;
/р i /р 2 16 Ч, /ож /орг 30 Ч.
Тогда:
N рем = 2,8 4- 1,0 = 3,8 рем/год; Грем = 15-2,8 + 15-1,0 + 30-3,8 =
= 171 ч; Г„рп =(8760—171)/3,8 =2260 ч =94 сут; цэ = 1 —
-
(171 + 30)/8760 = 0,98;
Он год -= 365-25(1 — 0,55)■ 0,98-850 = 3,42-106 кг/год = 3420 т/год.
-
й вариант.
По формуле А. С. Вирновского (9.124) ср = 1,2 обр/год.
По формуле (9.126) ср = 2,1 обр/год.
Принимая численные значения величин ярем, /Р i, /р 2, t0ж и /орг из 2-го варианта, получим соответственно Арем = 3,1 рем/год; Трем = 140 ч; Тмрп = 116 сут; т]
э = 0,89; Q„ год = 8230 т/год.
Процесс подбора установок ЦЭН для различных условий эксплуатации добывающих скважин связан, с одной стороны, с расчетом целого ряда характеристик, общих для любого способа эксплуатации, с другой стороны, обусловленных только этим способом эксплуатации. Ниже излагается ряд задач, освещающих наиболее важные стороны данной проблемы.
РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО, ДОПУСКАЕМОГО И ПРЕДЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЙ НА ПРИЕМЕ ЦЭН
Задача 10.1. Рассчитать и сопоставить с фактическими оптимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЦЭН для условий Туймазинского нефтяного месторождения: давление насыщения р„ас = 9,6 МПа, вязкость пластовой нефти рНпл = = 2,7 мПа-с, дегазированной рНд — 9 мПа-с.
224
Результаты экспериментальных исследозаний представлены ниже.
Подача жидкости <2ж, м3/сут 236,9 213,7 201,8 221,8 209,2 146,7
Давление на приеме рпн, МПа .... 11,01 9,52 7,88 5,84 4,19 3,07
К- п. д. насоса 0,117 0,167 0,143 0,141 0,079 0,005
Под оптимальным давлением на приеме ЦЭН понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос не приводит к практическому отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа и максимальном к. п. д. насоса.
Как показали исследования, оптимальное давление зависит от давления насыщения, вязкости откачиваемой нефти и обводненности продукции. Для оценки оптимального давления на приеме ЦЭН ропт могут быть использованы следующие зависимости:
Г'рИ По < 0,6 Ропт Риас (0,325 — 0,316-П0) Р-нд/Цн пл» (10.1)
при п02з 0,6 Ропт
-
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УЦЭН
Процесс подбора установок ЦЭН для различных условий эксплуатации добывающих скважин связан, с одной стороны, с расчетом целого ряда характеристик, общих для любого способа эксплуатации, с другой стороны, обусловленных только этим способом эксплуатации. Ниже излагается ряд задач, освещающих наиболее важные стороны данной проблемы.
РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО, ДОПУСКАЕМОГО И ПРЕДЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЙ НА ПРИЕМЕ ЦЭН
Задача 10.1. Рассчитать и сопоставить с фактическими оптимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЦЭН для условий Туймазинского нефтяного месторождения: давление насыщения р„ас = 9,6 МПа, вязкость пластовой нефти рНпл = = 2,7 мПа-с, дегазированной рНд — 9 мПа-с.
224
Результаты экспериментальных исследозаний представлены ниже.
Подача жидкости <2ж, м3/сут 236,9 213,7 201,8 221,8 209,2 146,7
Давление на приеме рпн, МПа .... 11,01 9,52 7,88 5,84 4,19 3,07
К- п. д. насоса 0,117 0,167 0,143 0,141 0,079 0,005
Под оптимальным давлением на приеме ЦЭН понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос не приводит к практическому отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа и максимальном к. п. д. насоса.
Как показали исследования, оптимальное давление зависит от давления насыщения, вязкости откачиваемой нефти и обводненности продукции. Для оценки оптимального давления на приеме ЦЭН ропт могут быть использованы следующие зависимости:
Г'рИ По < 0,6 Ропт Риас (0,325 — 0,316-П0) Р-нд/Цн пл» (10.1)
при п02з 0,6 Ропт
= Рнас (б,97-и0 —4,5-п2—2,43)р.нд/рнпл, (10.2)
где п0 — объемная обводненность продукции.
Под допускаемым давлением на приеме ЦЭН рдоп понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при его допустимых к. п. д.
Для оценки допускаемого давления на приеме ЦЭН рдоп могут быть использованы следующие зависимости:
при По < 0,6 Рдоп — Рнас (9,198 — 0,18- По) рндУин пл, (10.3)
при п0> 0,6 Рдоп --=Р„ас(2'62-«о-1-75-п2-0,85)рнд/рнпл.
(10.4}
Под предельным давлением на приеме ЦЭН рпред понимается такое давление, при котором в продукции имеется значительное количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи. При этом к. п. д. =0.
Для оценки предельного давления на приеме рпред можно использовать следующую зависимость, справедливую во всей области объемного водосодержания п0 = 0 — 1:
РпРед “ Рнас (0,125 0,115* ЛсфЦ-ндЩн пл* (10.5)
Следует заметить, что зависимости (10.1 —10.5) справедливы для случая, когда коэффициент сепарации газа на приеме насоса равен 0, т. е. весь свободный газ, имеющийся на приеме при данном давлении, попадает в насос. Исходя из этого, р
где п0 — объемная обводненность продукции.
Под допускаемым давлением на приеме ЦЭН рдоп понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при его допустимых к. п. д.
Для оценки допускаемого давления на приеме ЦЭН рдоп могут быть использованы следующие зависимости:
при По < 0,6 Рдоп — Рнас (9,198 — 0,18- По) рндУин пл, (10.3)
при п0> 0,6 Рдоп --=Р„ас(2'62-«о-1-75-п2-0,85)рнд/рнпл.
(10.4}
Под предельным давлением на приеме ЦЭН рпред понимается такое давление, при котором в продукции имеется значительное количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи. При этом к. п. д. =0.
Для оценки предельного давления на приеме рпред можно использовать следующую зависимость, справедливую во всей области объемного водосодержания п0 = 0 — 1:
РпРед “ Рнас (0,125 0,115* ЛсфЦ-ндЩн пл* (10.5)
Следует заметить, что зависимости (10.1 —10.5) справедливы для случая, когда коэффициент сепарации газа на приеме насоса равен 0, т. е. весь свободный газ, имеющийся на приеме при данном давлении, попадает в насос. Исходя из этого, р
опт, рдоп и РпРеД, рассчитанные по (10.1—10.5), будут максимальными.
Для условий рассматриваемого примера объемная обводненность п0 = 0,152.
8 Заказ .Vs 1131
225
Рассчитаем соответствующие
давления на приеме:
Ропт! = 9,6-9 (0,325 — 0,316 X
X 0,152)/2,7 = 8,85 МПа;
Рдоп I = 9,6-9 (0,198 — 0,18 X
Z 4 6 S рпн, МПа X 0,152)/2,7 =5,45 МПа;
Рис. 10.1. Зависимость к. п. д. Рпредт = 9,6-9 (0,125 0,115 X
насоса от давления на приеме X 0,152)/2,7 = 3,44 МПа.
По результатам промысловых исследований строим зависимость
к. п. д. насоса от давления на приеме (рис. 10.1). Как видно, рас-
четные величины достаточно хорошо согласуются с эксперимен-
тальными.
ВЛИЯНИЕ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НА ОПТИМАЛЬНОЕ, ДОПУСКАЕМОЕ
И ПРЕДЕЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЯ
Зависимость объемного коэффициента нефти от давления пред-
ставлена на рис. 10.2.
Для расчета коэффициента сепарации у приема ЦЭН восполь-
зуемся следующей формулой
°ц = 1 /[ 1 “Ь О>750ж/(а>о/з)], (Ю.6>
где qx — объемный расход жидкости в условиях приема насоса,
м3/с; /з — площадь кольцевого зазора между эксплуатационной
колонной и погружным насосом, м2.
/;=м;д2в„-4,р:н)/4- (io-7
Для условий рассматриваемого примера объемная обводненность п0 = 0,152.
8 Заказ .Vs 1131
225
Рассчитаем соответствующие
давления на приеме:
Ропт! = 9,6-9 (0,325 — 0,316 X
X 0,152)/2,7 = 8,85 МПа;
Рдоп I = 9,6-9 (0,198 — 0,18 X
Z 4 6 S рпн, МПа X 0,152)/2,7 =5,45 МПа;
Рис. 10.1. Зависимость к. п. д. Рпредт = 9,6-9 (0,125 0,115 X
насоса от давления на приеме X 0,152)/2,7 = 3,44 МПа.
По результатам промысловых исследований строим зависимость
к. п. д. насоса от давления на приеме (рис. 10.1). Как видно, рас-
четные величины достаточно хорошо согласуются с эксперимен-
тальными.
ВЛИЯНИЕ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НА ОПТИМАЛЬНОЕ, ДОПУСКАЕМОЕ
И ПРЕДЕЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЯ
Зависимость объемного коэффициента нефти от давления пред-
ставлена на рис. 10.2.
Для расчета коэффициента сепарации у приема ЦЭН восполь-
зуемся следующей формулой
°ц = 1 /[ 1 “Ь О>750ж/(а>о/з)], (Ю.6>
где qx — объемный расход жидкости в условиях приема насоса,
м3/с; /з — площадь кольцевого зазора между эксплуатационной
колонной и погружным насосом, м2.
/;=м;д2в„-4,р:н)/4- (io-7
>
w0 — относительная скорость газовых пузырьков, м/с.
При п0 < 0,5 w0 = 0,02 м/с, при ло>0,5 w0 = 0,17 м/с.
Рассчитаем площадь поперечного сечения кольцевого зазора f'b
/з = 3,14-[(0.1503)2■— (0,114)2]/4 = 0,00754 м2.
Задача 10.2. Для условий предыдущей задачи оценить
влияние сепарации газа у приема ЦЭН на оптимальное, допускае-
мое и предельное давления на приеме, принимая во внимание сле-
дующие данные: внутренний диа-
метр скважины DB„ = 0,1503 м;
наружный диаметр насоса dnар в =
= 0,114 м; содержание азота в
газе однократного разгазирования
N„'= 10 %.
Решение. Для расчета по-
дачи qx в условиях приема на-
соса построим предварительно за-
висимость подачи насоса по жид-
Рис. 10.2. Зависимость объемного коэффициента нефти от давления. Туймазинское месторождение
П н
226
Рис. 10.3. Экспериментальная зависимость подачи
установки до жидкости от давления на приеме
кости <2Ж от давления на приеме рпи. Для
построения этой зависимости используем
табличные экспериментальные данные, при-
веденные в предыдущей задаче (рис. 10.3).
Используя эту зависимость, определим по-
дачу жидкости при соответствующих рас-
считанных давлениях на приеме: при ропт х =
= 8,85 МПа С?ж j = 210 м3/сут; при ряоп i =
= 5,45 МПа Q
w0 — относительная скорость газовых пузырьков, м/с.
При п0 < 0,5 w0 = 0,02 м/с, при ло>0,5 w0 = 0,17 м/с.
Рассчитаем площадь поперечного сечения кольцевого зазора f'b
/з = 3,14-[(0.1503)2■— (0,114)2]/4 = 0,00754 м2.
Задача 10.2. Для условий предыдущей задачи оценить
влияние сепарации газа у приема ЦЭН на оптимальное, допускае-
мое и предельное давления на приеме, принимая во внимание сле-
дующие данные: внутренний диа-
метр скважины DB„ = 0,1503 м;
наружный диаметр насоса dnар в =
= 0,114 м; содержание азота в
газе однократного разгазирования
N„'= 10 %.
Решение. Для расчета по-
дачи qx в условиях приема на-
соса построим предварительно за-
висимость подачи насоса по жид-
Рис. 10.2. Зависимость объемного коэффициента нефти от давления. Туймазинское месторождение
П н
226
Рис. 10.3. Экспериментальная зависимость подачи
установки до жидкости от давления на приеме
кости <2Ж от давления на приеме рпи. Для
построения этой зависимости используем
табличные экспериментальные данные, при-
веденные в предыдущей задаче (рис. 10.3).
Используя эту зависимость, определим по-
дачу жидкости при соответствующих рас-
считанных давлениях на приеме: при ропт х =
= 8,85 МПа С?ж j = 210 м3/сут; при ряоп i =
= 5,45 МПа Q
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |