Выбор и расчет оборудования для добычи нефти


А. И. СНАРЕВ








ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Учебное пособие














Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2019

УДК 622.276.1/.4
ББК 33.361
     С53


Рецензент:
доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Самарского государственного технического университета к. т. н. Ольховская В. А.







    Снарев, А. И.
С53 Выбор и расчет оборудования для добычи нефти : учебное пособие / А. И. Снарев. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2019. - 216 с. : ил., табл.

         ISBN 978-5-9729-0323-8


        Предложены теоретические сведения и рассмотрены задачи выбора и расчета оборудования для добычи нефти фонтанным способом, установками ЭЦН, штанговыми глубинными насосами, с закачкой воды и пара в пласт, при гидроразрыве пласта, при термокислотной обработке пласта и при гидропескоструйной перфорации.
        Для студентов нефтегазовых специальностей при изучении дисциплин: «Техника и технология добычи нефти и газа», «Машины и оборудование для добычи нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование», а также для инженерно-технических работников нефтепромысловых предприятий.


                                                         УДК622.276.1/.4
                                                         ББК 33.361


ISBN 978-5-9729-0323-8    © А. И. Снарев, 2019

                       © Издательство «Инфра-Инженерия»
                       © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия»

ОТ АВТОРА


    Учебное пособие обобщает накопленный опыт преподавания в вузе в течение более 30 лет ряда дисциплин: «Техника и технология добычи нефти и газа», «Машины и оборудование для добычи нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование» и других. Я постарался придать этому пособию практическую направленность, для чего каждую задачу сопроводил примером решения при выборе и расчете того или иного оборудования, а также учесть уровень подготовки нынешних студентов. Полагаю, что книга может быть использована не только при подготовке бакалавров и магистров нефтегазовых специальностей, но и будет полезна инженерам. Книга содержит 11 глав и 45 задач, материал сопровождается рисунками.
А. И. Снарев



ВВЕДЕНИЕ

    Использование в нефтегазодобывающей промышленности разнообразного оборудования вызвало необходимость расширения и углубления знаний в области расчета и обоснованного выбора этой техники при различных способах эксплуатации скважин.
    В учебном пособии, состоящем из одиннадцати глав, поставленная задача решается путем краткого изложения теории соответствующего раздела и приведения примера решения задачи по вышеприведенным формулам, что способствует, по нашему мнению, лучшему усвоению материала студентами.
    В первом разделе рассмотрен расчет коэффициента продуктивности и притока жидкости в скважину, расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин, рассмотрены задачи по выбору и расчету НКТ при фонтаннокомпрессорной эксплуатации скважин.
    Во втором разделе представлены задачи по выбору и расчету оборудования при эксплуатации скважин установками ЭЦН: выбор насоса и электродвигателя; определение глубины погружения насоса под динамический уровень; выбор кабеля, трансформатора, расчет габаритов УЭЦН и скорости охлаждения. Это позволяет производить уверенный подбор оборудования УЭЦН, основанный на конкретных расчетах, проследить внутреннюю взаимосвязь различных параметров при выборе и расчете установки.
    В третьем разделе рассмотрены задачи по выбору оборудования ШГНУ и определение параметров ее работы, в том числе определение нагрузок на головку балансира, определение длины хода плунжера, расчет производительности установки, прочности колонны штанг, расчет НКТ на аварийную и циклические нагрузки, определение момента на валу кривошипа и выбор электродвигателя, расчет балансира на прочность — полный цикл выбора и расчета ШГНУ.



3

    Четвертый раздел посвящен расчету ЭЦН на прочность, в том числе расчету корпуса ЭЦН и расчету НКТ с учетом веса кабеля и давления жидкости.
    Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости или газа падает. Следовательно, для интенсификации притока жидкости и газа необходимо поддерживать пластовое давление. Этой задаче посвящен пятый раздел. В этом разделе рассмотрены две задачи по поддержанию пластового давления в том числе по определению числа нагнетательных скважин, расхода воды и давления нагнетания на кустовых насосных станциях, выбору и расчету ЭЦН, применяемых в системе ППД.
    В шестом разделе «Тепловые методы воздействия на пласт» рассмотрена задача расчета удлинений НКТ на устье скважины и компенсаторов удлинений трубопроводов при закачке горячей воды и пара в пласт.
    В седьмом разделе, посвященном актуальной теме гидравлического разрыва пласта, рассмотрены три задачи:
   -  определение давления гидроразрыва и расчет напряжений в насоснокомпрессорных трубах;
   -  определение количества насосных агрегатов и радиуса трещины гидроразрыва;
   -  определение производительности и мощности оборудования пескосмесительного агрегата.
    В восьмом разделе рассмотрена технология и определение показателей термокислотной обработки скважин с реакционным наконечником, дан пример решения задачи.
    В девятом разделе рассмотрен расчет вертикального гравитационного сепаратора на допускаемое давление и определение толщины стенок отдельных его участков.
    В десятом разделе рассматривается гидропескоструйная перфорация глубоких скважин, даны формулы для расчета и определены условия успешного ее проведения.
    В одиннадцатом разделе дана краткая теория и примеры расчета центробежных секционных насосов на прочность и выносливость, определение момента, КПД и мощности центробежного насоса, которые широко применяются в системе поддержания пластового давления (ППД) и транспортировке нефти и нефтепродуктов по среднемагистральным трубопроводам.
    В каждом разделе даны примеры решения задач и индивидуальные варианты заданий, что, несомненно, позволит студентам глубже усвоить изучаемый материал в процессе выполнения практических задач, курсового и дипломного проектирования.
    Автор надеется, что сжатое изложение теории, примеры решения задач по выбору оборудования позволят студентам и инженерно-техническим работникам успешно освоить технику и технологию добычи нефти и газа, изучить воздействие на пласт, гидропескоструйную перфорацию скважин и транспортировку нефти.

4

ГЛАВА 1.
ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН


§ 1.1. Расчет коэффициента продуктивности и притока жидкости в скважину


    Коэффициент продуктивности скважины является одним из важных показателей определения дебита скважины. Он является одним из основных показателей при расчете насосной и других видов эксплуатации скважин. Однако в нефтегазодобывающих предприятиях определению коэффициента продуктивности уделяется недостаточно внимания. Довольно часто можно встретить в формулярах характеристик скважин самые фантастические значения коэффициента продуктивности: например 0,02 м³/сут-атм при дебите скважины 80 м³/сут. При таком коэффициенте продуктивности потребовался бы перепад давления между пластом и забоем в 4 000 кгс/см² А чтобы создать такой перепад давления в скважине, необходимо создать депрессию в 40 000 м столба жидкости, что нереально. Возможно, такому положению способствуют некоторые разночтения в определении коэффициента продуктивности и дебита скважины у различных авторов.
    Коэффициент продуктивности скважины может быть определен по формуле Дюпюи:
Кпрод =     h,                         (1.1)
Ain| R I
У r )
где k — коэффициент проницаемости, м²:
    h — вскрытая мощность пласта, м:
    р — вязкость нефти в пласте, Па-с:
    R — радиус контура питания скважины, м: r — радиус скважины(долота), м.
    Тогда коэффициент продуктивности скважины будет иметь размерность


м³

с ■ Па

     При линейной фильтрации жидкости в скважине (и =1)
                              V Q________Q___
                              ^Прод р _р '
пл ¹ заб

(1.2)

    Учитывая формулу (1.1), получим формулу Дюпюи для определения при
тока жидкости в скважину:

2.П- k - h-AP

(1.3)

Q =

размерностью Q Гм³ / с"I, если AP = Ргл - Рзаб учитывать в Па.

5

     Если использовать к в дарси (поскольку размерность проницаемости в м очень велика и на практике не используется, а 1 D = 1-10⁻¹² м²), NP в МПа (1 МПа = 10⁶Па), h вм, натуральный логарифм заменить на десятичный:
In — = 2,3lg—, р в сП, (1 сП = 1-10’³Па-с)

     Учитывая, что в сутках 86 400 секунд, получим выражение для Q в привычной для нефтяников размерности:


236-к - h-NP

сут

(1.4)



    Коэффициент продуктивности соответственно будет иметь вид:

К      236-к ■ h
v прод   / — >
р⁻¹g I —
V r

м³ сут-МПа

(1.5)

    Для более точного определения притока жидкости в скважину с учетом гидродинамического несовершенства забоя скважины можно воспользоваться формулами В. И. Щурова [27] в системе СИ.

м³

_ 2л-к - h-NP
Q =   —~R   ~ '
р-(1 n—Н С) -r

(1.6)

с

где С — гидродинамическое несовершенство забоя скважины, зависящее от числа перфорационных отверстий n, их диаметра d, глубины перфорационных каналов l, диаметра скважины D и степени вскрытия 8.
    В [27, рис. IV.2 и IV.4 и в приложении рис. I-IV] представлены графики зависимости коэффициента С от указанных выше параметров, полученные методом электрогидродинамических аналогий (ЭГДА).
    В формуле (60) [16] предлагается пользоваться размерностью Q (в т/сут), вводя в формулу плотность жидкости р в т/м³ и объемный коэффициент b, к в дарси (1 D = 1-10⁻¹² м²), NP в МПа, h в м, натуральный логарифм заменить на десятичный:
,— „„,—
1n— = 2,3lg—, р в сП, r r
и, если перевести сек в сут, получим выражение для Q, в тысячу раз заниженное:

  ! _ 0,236-к-р-h-NP
Q = а ЛR ^
       b⁻р⁻¹g| — I
            V r )

т
сут

(1.7)

и, соответственно, в тысячу раз заниженный коэффициент продуктивности.

6

Таблица 1.1
Варианты заданий для расчета Кпр и притока жидкости в скважину

 Номер    k, коэф.  h, ЛР, Р,  Л к, rс ,  Степ. вскр.
варианта прониц., D м  МПа сП   м     м    пл. b, м  
1        0,2        2  6   0,7 150  0,070      1     
2        0,3        3  5   0,8 160  0,080      1     
3        0,4        4  4   0,9 170  0,085      2     
4        0,5        5  3   1,0 180  0,067      3     
5        0,6        6  2   1,1 190  0,065      3     
6        0,7        7  10  1,2 200  0,107      4     
7        0,8        8  9   1,3 210  0,122      5     
8        0,9        9  8   1,4 220  0,135      6     
9        1,0        10 7   1,5 230  0,107      7     
10       1,1        11 6   1,6 240  0,107      7     
11       1,0        3  13  1,7 250  0,080      1     
12       1,1        3  12  2,0 260  0,090      2     
13       1,2        4  11  2,2 270  0,107      2     
14       1,3        5  10  2,6 280  0,122      3     
15       1,4        6  9   2,8 290  0,135      4     
16       0,1        7  10  3,0 260  0,073      3     
17       0,2        8  9   2,0 250  0,070      6     
18       0,3        9  8   2,5 240  0,081      7     
19       0,4        10 7   2,9 230  0,122      6     
20       0,5        11 6   3,0 210  0,135      8     
21       0,6        9  7   1,8 200  0,107      5     
22       0,7        8  6   2,0 190  0,085      6     
23       0,8        7  5   2,2 180  0,080      5     
24       0,9        6  4   2,4 170  0,070      4     
25       1,0        5  3   2,7 160  0,067      4     

Задача 1. Рассчитать коэффициент продуктивности и приток жидкости

в скважину.

Дано:
   - k = 0,5D,
   - h = 5M,
   - ЛР = 2МПа,
   - р=1сП, - R=180m, - г = 0,075 м.

Решение. Расчет по формуле (1.1)в системе СИ:

•   -     ⁸          ⁵ - 2 02-10
р ₃ ( 180 >| ²,⁰² ¹⁰
      1-10 -InI------I
              1.0,075 J

    з
⁹^— - 174,3-10 с-Па

.-«

      3
-6 м
сут-Па

.-'

    По формуле (1.5) в дарси и сантипуазах:

к ₌ 236-0,5-5 прод , ( 180
        1-1g I----\ 0,075

            .,3               ,,3
м м . м м M        , м м      M
-174,35--------------17,77-----------сут-МПа сут-кгс/см²

7

    Приток жидкости в скважину по формуле (1.3) в системе СИ:

3 гзм_.
с

Q ₌ >                     ₌ 4,03 .ю                             140-3.1П (-180. 1
1.0,075 J

    по формуле (1.4)

Q ₌ 2360,5-5-2 ₌ 348,7^1
1,04g (     J        сУт
\ 0,075 J
     По формуле (1.7) получается, что если принять р =

0,85т/м³, b = 1,3.

0,236-0,5-0,85-5-2

Q¹ =

                              , п, ( 180
                              1,3-1,04g I---^ 0,075

         т
= 0,288---,
       сут

что, конечно же, является неправильным и ошибкой на три порядка. Отсюда, возможно, и идут различные несуразности при определении коэффициента продуктивности и притока жидкости в скважину.
    Рассчитаем приток жидкости в скважину по формуле (1.6) с учетом гидродинамического несовершенства забоя скважины по степени вскрытия, при этом величина вскрытия пласта b = 4м, диаметр скважины D = 2, rс = 0,150 м. Далее находим параметры:
                    h 5         „ b 4
a = - = — = 33. 8 = - = - = 0,8 или 80%.
                    d 0,15           h 5

По графику из [27, рис. IV.4] найдем значение С = 6. По формуле (1.6) найдем
Q ₌ ^Я⁰-¹²-⁵-²!⁰⁶ ₌ 2,28. ю-s м! или ₁₉7_м1, 1.10-³(     ⁸ ₊ 61             с        сут
                     I. 0,075 J
т. е. наблюдаем снижение дебита почти в 2 раза по сравнению с формулами (1.3)и(1.4) без учета несовершенства забоя скважины.
    При выборе способа эксплуатации скважины необходимо учитывать величину коэффициента продуктивности, мощность пласта, вязкость жидкости и режим эксплуатации. Если коэффициент продуктивности мал, мощность пласта небольшая, режим эксплуатации — режим растворенного газа или газовой шапки, то в этом случае следует выбрать эксплуатацию насосами с небольшой производительностью (штанговыми, диафрагменными и другими).
    Если коэффициент продуктивности достаточно велик, мощность пласта составляет несколько метров, проницаемость пласта хорошая, а режим эксплуатации— водонапорный или упруго-водонапорный, то в этом случае следует выбрать эксплуатацию установками ЭЦН, имеющими большую производительность.

8

    Если дебит скважины невелик, а жидкость вязкая, то следует отдать предпочтение винтовым насосам со штанговым или погружным электроприводом с учетом температуры в скважине.
    Конечно, и при малом коэффициенте продуктивности можно получить хороший дебит скважины, если создать большую депрессию на пласт. Однако в этом случае следует помнить, что при опускании динамического уровня ниже технической (промежуточной) колонны в процессе длительной эксплуатации возможно смятие эксплуатационной колонны и потеря насосного оборудования, да и самой скважины, особенно если скважина старая, эксплуатируемая 20-30 лет.

§ 1.2.     Расчет насосно-компрессорных труб при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин

1.2.1. Технические характеристики НКТ
    В соответствии с ГОСТ 633-80 [8] для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы следующих типов:
    1. Трубы гладкие и муфты к ним с треугольной резьбой с углом при вершине 60° (табл. 1.2). Эти трубы изготавливаются с шагом резьбы 2,540 мм (10 ниток на 1 дюйм) и 3,175 мм (8 ниток на 1 дюйм). Соответственно, высота профиля резьбы h составляет 1,412 мм и 1,810 мм.
    2. Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним, также с треугольной резьбой с углом при вершине 60° (табл. 1.3).
    3. Гладкие высокогерметичные трубы (НКМ) с трапецеидальной резьбой и муфты к ним (табл. 1.4).
    4. Насосно-компрессорные безмуфтовые трубы (НКБ) с высаженными наружу концами с трапецеидальной резьбой (табл. 1.5).
    Масса 1 пог.м (см. табл. 1.2— 1.5) рассчитана для трубы длиной 8 м с учетом массы муфты.
Таблица 1.2
Трубы гладкие с треугольной резьбой

                            Наружный                     Длина   
Условный Наружный  Толщина  диаметр    Масса   Высота   резьбы   
диаметр  диаметр  стенки 8,  муфты   1 пог. м, резьбы до основной
 трубы    D, мм      мм      Dм, мм    кг/м    h, мм   плоскости 
                                                         L, мм   
   33      33,4      3,5      42,2   2,65      1,412     16,3    
   42      42,2      3,5      52,2   3,37      То же     19,3    
   48    483         4,0      55,9   4,46      То же      223    
   60      60,3      5,0      73,0   6,96      То же      293    
   73      73,0   5,5; 7,0    88,9   9,5; 11,7 То же      403    
   89      88,9      6,5     108,0   13,65     То же      473    
  102     101,6      6,5     120,6   15,76      1,81      493    
  114     114,3      7,0     132,1   19,1      То же      523    

9

Таблица 1.3
Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой

        Наруж-    Тол-   Наруж-                     Длина              
Услов-    ный     щина     ный     Масса    Высота  резьбы   Наружный  
  ный   диаметр  стенки  диаметр 1 пог. м., резьбы с полным   диаметр  
диаметр   D ’      8,     муфты     кг/м      h,   профилем высаженной 
 трубы    мм       мм     D м,                мм      L,    части,//,..
                           мм                         мм               
  27     26,7     3,0     42,2      1,86    1,412    16,3      33,4    
  33     33,4     3,5     48,3      2,68    То же    19,3      37,3    
  42     42,2     3,5     55,9      3,41    То же    22,3      46,0    
  48     48,3     4,0     63,5      4,55    То же    24,3      53,2    
  60     60,3     5,0     77,8      7,08     1,81    37,3      65,9    
  73     73,0   5,5/ 7,0  93,2   9,66/11,86 То же    41,3      78,3    
  89     88,9   6,5/ 8,0 114,3   13,9/ 16,7 То же    47,3      95,2    
  102    101,6    6,5    127,0      16,0    То же    51,3      108,0   
  114    114,3    7,0    141,3      19,5    То же    54,3      120,0   

Таблица 1.4

Трубы НКМ с трапецеидальной резьбой

Услов- Наруж-   Тол-   Наруж-                      Длина   Внутренний
 ный     ный    щина     ный      Масса    Высота  резьбы   диаметр  
 диа-  диаметр  стен-  диаметр  1 пог. м,  резьбы с полным   резьбы  
 метр    D,      ки     муфты     кг/м     h, мм  профилем в основной
трубы    мм     8, мм  D м,мм                        L,    плоскости 
                                                     мм       dвн    
  60   60,3    5,0     73,0       7,02     120       48      57,925  
  73   73,0    5,5/7,0 93,2    9,66/ 11,86 То же     48      70,625  
  89   88,9    6,5/8,0 108,0   13,7/ 16,5  То же     58      86,500  
 102    101,6  6,5     120,6      15,84    То же     58      99,200  
 114    114,3  7,0     132,1      19,42    1,60      72     111,100  

10