Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 1263, Объект АС10, Месторождение Лянторское

Таб.3.3.2.2. Распределение давления в эксплуатационной колонне, расчет "Снизу вверх".

Р, Мпа	с, кг/м3	м, мПа*с	b	Г, м3/т	T ГЖС, К	Vгв	Рпр	Тпр	Z	Vсм	Мсм, кг/м3	f	Росм	dp/dH	dH/dp	H
15,5	844,9	4,5	1,265	68,12	326,2	0	-	-	-	4,173	4224,9	0,01547	1012,4	0,0099	100,7	2351
15	845,3	4,51	1,264	67,66	324,6	0	-	-	-	4,187			1009,1	0,0099	101	2301
14,5	845,7	4,53	1,262	67,19	322,9	0,031	3,24	1,185	0,4212	4,199			1006,1	0,0099	101,3	2250
14	846,2	4,54	1,26	66,70	321,3	0,076	3,048	1,179	0,3962	4,197			1006,6	0,0099	101,3	2199
13,5	846,6	4,55	1,257	66,19	319,7	0,082	2,939	1,173	0,3821	4,194			1007,3	0,0099	101,2	2149
13	847,1	4,57	1,254	65,67	318,0	0,574	2,83	1,167	0,3679	4,193			1007,6	0,0099	101,2	2098
12,5	847,5	4,58	1,25	65,12	316,4	1,078	2,721	1,161	0,3537	4,191			1008,2	0,0099	101,1	2048
12	848,0	4,6	1,246	64,55	314,8	1,598	2,613	1,155	0,3397	4,188			1008,8	0,0099	101	1997
11,5	848,6	4,61	1,241	63,96	313,1	2,134	2,504	1,149	0,3255	4,185			1009,6	0,0099	101	1947
11	849,1	4,63	1,236	63,34	311,5	2,686	2,395	1,143	0,3114	4,182			1010,3	0,0099	100,9	1896
10,5	849,7	4,65	1,23	62,69	309,9	3,258	2,286	1,137	0,2972	4,177			1011,4	0,0099	100,8	1846
10	850,2	4,67	1,224	62,01	308,2	3,849	2,177	1,131	0,2830	4,173			1012,4	0,0099	100,7	1795
9,5	850,9	4,69	1,217	61,29	306,6	4,462	2,068	1,125	0,2688	4,168			1013,6	0,0099	100,6	1745
9	851,5	4,71	1,21	60,54	304,9	5,104	1,959	1,119	0,2547	4,163			1014,8	0,0100	100,5	1695
8,5	852,2	4,73	1,202	59,74	303,3	5,77	1,851	1,113	0,2406	4,157			1016,3	0,0100	100,3	1644
8	852,9	4,75	1,194	58,90	301,7	6,471	1,742	1,107	0,2265	4,151			1017,7	0,0100	100,2	1594
7,5	853,7	4,78	1,185	58,00	300,0	7,203	1,633	1,101	0,2123	4,144			1019,4	0,0100	100	1544
7	854,6	4,8	1,176	57,04	298,4	7,974	1,524	1,095	0,1981	4,138			1021,1	0,0100	99,8	1494
6,5	855,5	4,83	1,166	56,00	296,8	8,804	1,415	1,089	0,3990	4,162			1015,2	0,0100	100,4	1444
6	856,4	4,86	1,156	54,89	295,1	9,672	1,306	1,083	0,4486	4,171			1012,9	0,0099	100,6	1394
5,5	857,5	4,9	1,145	53,67	293,5	10,607	1,197	1,077	0,5000	4,186			1009,4	0,0099	101	1344
5	858,6	4,93	1,134	52,35	291,9	11,606	1,089	1,071	0,5522	4,208			1004	0,0098	101,5	1293
4,5	859,9	4,97	1,122	50,88	290,2	12,69	0,98	1,065	0,6056	4,241			996,3	0,0098	102,3	1242
4	861,3	5,02	1,11	49,23	288,6	13,883	0,871	1,059	0,6589	4,289			985,1	0,0097	103,5	1191
3,5	862,9	5,07	1,097	47,37	286,9	15,196	0,762	1,053	0,7114	4,359			969,3	0,0095	105,2	1138
3	864,8	5,13	1,084	45,22	285,3	16,68	0,653	1,047	0,7625	4,464			946,4	0,0093	107,7	1085
2,5	867,0	5,19	1,07	42,68	283,7	18,37	0,544	1,041	0,8114	4,627			913,2	0,0090	111,6	1030
2	869,7	5,28	1,056	39,57	282,0	20,356	0,435	1,035	0,8576	4,895			863,2	0,0085	118,1	973

Строим график распределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:

2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы

Расчёты оптимального, допускаемого и предельного давлений на приёме насоса

Оптимальным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество газа, попадание которого в насос не влечёт за собой отклонений реальных характеристик от стендовых при максимальном (); оно определяется по эмпирическим формулам и при

Допускаемым называется давление, при котором попадание свободного газа в ЭЦН приводит к отклонению реальных характеристик от стендовых, однако устойчивая работа насоса обеспечивается при допустимых .

При

Предельным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи, когда = 0; определяется по формуле

Рассчитанные имеют максимальное значение, поскольку формулы выведены из предположения, что коэффициент сепарации газа на приёме насоса равен нулю, и весь свободный газ попадает в насос. Если же какое-то количество газа отделяется у приёма насоса, то эти давления будут ниже максимальных. Величинами определяется глубина спуска насоса и, следовательно, расходы труб, материалов, электроэнергии и т.д.

Глубина погружения насоса должна соответствовать зоне оптимального содержания газа в жидкости; приблизительно её можно определить по формуле

Глубина спуска насоса Lн=1760 м.

Необходимый напор ЦН определяется из уравнения условной характеристики скважины

- высота, соответствующая депрессии на пласт при показателе степени в уравнении притока жидкости, равном единице,

потери напора за счёт трения движущейся жидкости в НКТ, определяемые по формуле

Подбор насоса ведётся в зависимости от дебита скважины и необходимого напора, а также диаметра эксплуатационной колонны.

Для рассматриваемой скважины приемлем насос УЭЦНД5-30-1600 с числом рабочих ступеней .

Для подвода электроэнергии к электродвигателю используется кабель плоского сечения марки КПБК3?35 с площадью сечения жилы 35 мм2. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём и к.п.д. установки.

Потери электроэнергии в кабеле КПБК3?35 длиной 100 м определяются по формуле:

где - сила тока в статоре электродвигателя;

R - сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по формуле

где площадь сечения жилы кабеля, - удельное сопротивление при средней температуре в скважине, определяемое по формуле

где Оммм2/м - удельное сопротивление меди при Т = 293К;

- температурный коэффициент для меди; тогда ,

.

Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса, увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции управления

Общие потери электрической мощности в кабеле составят

Расчётная мощность двигателя, необходимая для работы УЭЦН, определяется по формуле

С учётом потерь мощности в кабеле потребная мощность двигателя составит

Принимается двигатель ПЭД40-103 с номинальной мощностью 40 кВт и диаметром .

Наружные диаметры двигателя, насоса и НКТ необходимо выбирать с учётом их размещения вместе с кабелем в эксплуатационной колонне. Допустимый зазор между наружным диаметром агрегата и внутренним диаметром эксплуатационной колонны должен быть не менее пяти мм; тогда наибольший допустимый основной размер агрегата

фактический диаметр агрегата с учётом плоского кабеля составит

- толщина плоского кабеля,

- толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

Результат расчётов показывает, что насосный агрегат в эксплуатационной колонне размещается удовлетворительно.

7. Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле

- активное удельное сопротивление кабеля,

= 0,1 Ом/км - индуктивное удельное сопротивление кабеля,

- коэффициент мощности установки,

- коэффициент реактивной мощности.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжений электродвигателя (520 В) и потерь напряжения в кабеле, т.е. на вторичной обмотке трансформатора требуется напряжение 465 + 117,6 = 582,6 В; этому требованию удовлетворяют автотрансформаторы АТС 30-0,5.

Заключение

В настоящем курсовом проекте рассмотрены вопросы ввода в эксплуатацию и особенностей эксплуатации скв. № 1263 Лянторского месторождения, в частности установлено, что данную скважину наиболее целесообразно эксплуатировать с помощью УЭЦН.

Приложение

Таблица 1 - Лянторское месторождение. Геолого-физические параметры продуктивных пластов

Параметры	АС 9	АС10	АС11
Средняя глубина залегания, м	2093	2099	2101
Тип коллектора	Терригенный
Средняя общая толщина, м	11,73	22,84	23,1
Газовый фактор, м3/т	84	89	78
Эффективная средняя толщина, м	8,6	16,71	13,26
Пористость газонасыщенного коллектора, доли едениц	0,248	0,247	0,24
Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли едениц	0,248	0,251	0,246
Начальная насыщенность газом, доли едениц	0,665	0,686	0,673
Начальная насыщенность нефтью, доли едениц	0,625	0,623	0,639
Объемный коэффициент газа, доли едениц	0,0048	0,0048	0,0048
Объемный коэффициент нефти, доли едениц	1,7	1,7	1,7
Объемный коэффициент воды, доли едениц	1,01	1,01	1,01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3	0,686	0,636	0,686
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	891	905	906
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3	1009	1008	1008
Средняя проницаемость по керну, мкм2	0,299	0,399	0,266
Средняя проницаемость по геофизике, мкм2	0,432	0,539	0,496
Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2	0,122	0,109	0,1
Вязкость газа в пластовых условиях, мПас	0,0188	0,0188	0,0188
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	3.67/4.5	6.18/4.2	6.18/4.2
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас	0,49	0,49	0,49
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3	144,8	144,8	144,8
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	812/795	846/796	846/796
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3	1000	999	999
Газовый фактор, м3/т	84	89	78
Пластовая температура,°С	61,5	61,5	61,5
Пластовое давление, МПа	21	21	21
Давление насыщения нефти газом, МПа	15.2/20	14.5,19	14.5/19
Средняя продуктивность, 10м3/(сутМПа)	0,96	1/13	1,08
Коэффициент песчанистости, доли едениц	0,733	0,732	0,574
Коэффициент расчлененности, доли едениц	2,295	4,048	5,193
Содержание серы в нефти, %	1	1,22	1,22
Содержание парафина в нефти, %	2,33	1,98	1,98

Таблица 2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) пласта АС10

Показатели	Пласты
	АС9	АС10
	гнз	нз	гнз	нз
Содержание в газе
(молярная концентрация), % :
диоксида углерода	1,3	0,48	1,31	0,47
азота	0,83	0,23	0,45	0,51
метана	96,1	91,5	95,5	93,1
этана	0,86	1,89	1,12	2,57
Газ газовой шапки :
Давление нач.конденсации, МПа	20	20
Плотность, кг/м3	1,448	1,448
Вязкость, мПа·с	0,0188	0,0188
Содержание стабильного конденсата в газе, г/м3	39,7	39,7
Коэффициент сверхсжим-ти, z	0,8629	0,8629

Страницы: 1, 2, 3, 4