4 Порядок проведення заняття

4.1 Згідно таблиці 2.1 і варіанту, отриманого у викладача, вибрати вихідні дані.

4.2 Підібрати установку електровідцентрового насоса в такій послідовності:

4.2.1 Визначити густину суміші на ділянці „вибій свердловини – прийом насоса” з врахуванням спрощень:

, кг/м³, (2.1)

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, долі одиниці ( = 0,20);

- об’ємний коефіцієнт нафти, долі одиниці,

. (2.2)

4.2.2 Визначити вибійний тиск, при якому забезпечується даний дебіт свердловини:

, МПа, (2.3)

де - пластовий тиск, МПа;

- дебіт свердловини, м³/добу;

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

4.2.3 Визначити глибину розташування динамічного рівня при заданому дебіті продукції пласта:

, м, (2.4)

де - глибина свердловини, м;

- вибійний тиск, Па;

- густину суміші, кг/м³;

- прискорення вільного падіння, м/с².

4.2.4 Визначити тиск на прийомі насоса, при якому вміст газу на прийомі насоса не перевищує гранично – допустиме значення

, МПа (2.5)

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

- тиск насичення, МПа.

4.2.5 Визначити глибину підвішування насоса:

, м, (2.6)

де - глибина розташування динамічного рівня у свердловині, м;

- тиск на прийомі насоса, Па;

- густину суміші, кг/м³.

У випадку коли глибина підвішування насоса 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.

4.2.6 Визначити об’ємний коефіцієнт рідини при тиску на прийомі насоса:

, (2.7)

де - об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення;

- об’ємна обводненість продукції;

- тиск на прийомі насоса, МПа;

- тиск насичення, МПа.

4.2.7 Визначити дебіт пластової рідини на прийомі насоса:

. (2.8)

4.2.8 Визначити об’ємну кількість вільного газу на прийомі насоса:

, (2.9)

де - газовий фактор, м³/м³.

4.2.9 Об’ємний вміст газу на прийомі насоса:

, (2.10)

- тиск на прийомі насоса, МПа;

- атмосферний тиск, МПа;

- кількість вільного газу на прийомі насоса, м³/м³.

4.2.10 Визначити витрату газу на прийомі насоса:

. (2.11)

4.2.11 Визначити приведену швидкість газу в перерізі обсадної колони на прийомі насоса:

, м/с, (2.12)

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 насосу, діаметр якого необхідно попередньо прийняти відповідно до діаметра експлуатаційної колони).

4.2.12 Визначити реальний газовміст на прийомі насоса:

, (2.13)

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).

4.2.13 Визначити роботу газу на ділянці „вибій – прийом насоса”:

. (2.14)

4.2.14 Визначити роботу газу на ділянці „нагнітання насоса – устя свердловини”:

, (2.15)

де ; (2.16)

. (2.17)

Величини з індексом „буф” відносяться до січення устя свердловини і є „буферними” тиском (тиском на усті свердловини), газовмістом і т.д. Для їх визначення необхідно повторити пункти, в яких визначаються аналогічні величини, а саме починаючи із 4.2.6

4.2.15 Визначити тиск насоса необхідний для підняття продукції пласта і забезпечення при цьому необхідного тиску на усті свердловини:

, (2.18)

де - глибина свердловини, м;

- буферний тиск (тиск на усті свердловини), Па;

- вибійний тиск, Па;

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

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

4.2.16 За величиною подачі насоса на прийомі, необхідного тиску (напору насосу) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибрати типорозмір заглибного відцентрового насоса і визначити величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (згідно паспортної характеристики отриманої при випробуваннях на воді).

4.2.17 Визначити коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нафтоводогазовій суміші відносно паспортної характеристики:

, (2.19)

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

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

4.2.18 Визначити коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в’язкості:

. (2.20)

4.2.19 Визначити коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:

(2.21)

де f_екв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса, м².

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

4.2.20 Визначити відносну подачу пластової рідини на вході в насос:

, (2.22)

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

4.2.21 Визначити відносну подачу на вході в насос у відповідній точці паспортної характеристики насоса:

, (2.23)

4.2.22 Визначити газовміст на вході в насос:

, (2.24)

4.2.23 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса при роботі на в’язкій рідині:

, (2.25)

4.2.24 Визначити коефіцієнт зміни напору насоса з врахуванням впливу газу:

, (2.26)

де . (2.27)

4.2.25 Визначити напір насоса на воді при оптимальному режимі:

, (2.28)

де - густина води, кг/м³ ( кг/м³).

4.2.26 Визначити необхідне число ступеней насосу:

, (2.29)

де - напір однієї ступені вибраного насосу.

Напір однієї ступені вибраного насосу визначається на основі характеристики насоса поданої в методичних вказівках.

Дана характеристика подана для насоса, який містить 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 порівнюємо із стандартним значенням числа ступеней вибраного типорозміру насосу. Якщо розрахункове число ступеней виявляється більшим, ніж вказане в технічній характеристиці на вибраний типорозмір насосу, 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 насосу залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число ступеней перевищує розрахункове на 10%, то необхідно розбирати насос і видалити лишні ступені. Подальший розрахунок ведеться з пункту 4.2.18 для нових значень робочої характеристики.

4.2.27 Визначити ККД насоса з врахуванням впливу в’язкості, вільного газу і режиму роботи:

, (2.30)

де - максимальний ККД насоса згідно паспортної характеристики.

4.2.28 Визначити потужність насоса, Вт:

. (2.31)

4.2.31 Перевірити можливість розміщення вибраного обладнання в експлуатаційній колоні заданого типорозміру.

Зовнішній діаметр двигуна, насоса і підйомних труб вибирають з врахуванням розміщення їх разом з кабелем в експлуатаційній колоні даного діаметру (рисунок 2.2). При цьому мають на увазі, що заглибний насос і безпосередньо приєднані до нього НКТ утворюють жорстку систему і розташування їх у свердловині повинно розглядатися спільно. Для збереження цілісності кабелю і усунення небезпеки прихоплення агрегату обладнання у експлуатаційній колоні 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 кабелю:

, (2.32)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- зовнішній діаметр насоса, мм;

- товщина плоского кабелю, мм;

- товщина металічного поясу, що кріпить кабель до агрегату.

Рисунок 2.2 – Схема розміщення в свердловині заглибного агрегату, НКТ і кабелю

Основний розмір агрегату з врахуванням насосно-компресорних труб і круглого кабелю:

, (2.33)

де - зовнішній діаметр електродвигуна, мм;

- діаметр муфти насосно-компресорної труби, мм;

- діаметр круглого кабелю, мм.

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