Для наглядности результата работы скважин до и после внедрения ОРЭ построим график зависимости среднесуточных дебитов этих скважин от условного времени (рис.7.1).

Для построения данного графика была рассмотрена работа скважин в условном времени, месяц внедрения УОРЭ для всех скважин совмещен в одну точку, а их среднесуточные дебиты просуммированы.

Увеличение и уменьшение значений среднесуточного дебита на одну скважину на графике могут быть вызваны месячными пульсациями дебитов скважин, связанными с перколяцией, а также тем, что количество работающих скважин в каждом условном месяце не постоянно и ограничено. При рассмотрении большего числа скважин кривая на графике была бы более гладкой.

Рис.7.1. График эффективности работы скважин до и после внедрения ОРЭ

Для определения дополнительной добычи нефти за счет внедрения ОРЭ находили прирост среднесуточного дебита в каждом месяце, начиная с месяца, в котором было проведено мероприятие по внедрению ОРЭ, умножали на среднее время эксплуатации и на общее количество скважин. Полученные значения суммировались. Дополнительную добычу рассчитывали таким образом как для приобщенных пластов, так и для ранее работавших.

В целом по площади внедрение УОРЭ пока дает положительные результаты.

8. КРИТЕРИИ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ОРЭ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ. ПОДБОР СКВАЖИН ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА ДЛЯ ВНЕДРЕНИЯ ОРЭ. ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Критерии выбора объектов разработки для ОРЭ по геолого-промысловым данным

Одновременно - раздельная эксплуатация пластов (объектов разработки) необходима для тех пластов, которые по своим геолого-промысловым параметрам не могут эксплуатироваться общим фильтром. [4]

Для повышения эффективности подбора скважин - кандидатов по геологическим и технологическим критериям определяются расчетные продуктивности рассматриваемых пластов в диапазоне «оптимальное забойное - пластовое давление» и диапазоне «общее забойное - пластовое давление».

Эксплуатационные объекты, расстояние между которыми менее 5 метров не пригодны для применения ОРЭ. [4]

Скважины с недостаточным дебитом и запасами нефти в приобщаемом объекте также не пригодны для применения ОРЭ. Данное ограничение определяется из технико-экономических расчетов и направлено на рентабельность мероприятия - окупающую затраты по установке и обслуживанию оборудования для ОРЭ.

Для примера в условиях месторождений Республики Татарстан объектами разработки с применением ОРЭ являются залежи нефти отложений верейского горизонта, башкирского яруса, тульского горизонта, бобриковского горизонта, турнейского яруса, кыновского горизонта, пашийского горизонта. В различных сочетаниях, из этих выделенных объектов, два объекта могут быть объединены в один с использованием оборудования ОРЭ при соответствии критериям применимости.

В случае наличия нефтенасыщенных упино-малевских отложений в составе турнейских залежей, их можно разделить на два объекта - на кизеловско-черепетский и упино-малевский, которые могут разрабатываться с применением ОРЭ. [4]

В составе пашийских отложений могут выделяться до восьми нефтенасыщенных пластов, различающихся по проницаемости. С целью подключения в разработку низкопроницаемых пластов, в случае их наличия в разрезе, целесообразно этот объект эксплуатировать с разделением на две части - на высокопроницаемые пласты и низкопроницаемые, с применением ОРЭ. При чередовании низко- и высокопроницаемых пластов ОРЭ не используется.

Недопустимо смешение пластовых флюидов в призабойной зоне скважин при производстве работ по подключению новых объектов.

Автоматизированный отсев скважин, не пригодных для применения ОРЭ, ведется при выполнении следующих признаков [4]:

- в зоне установки насоса кривизна не должна превышать 30^°;

- техническая и эксплуатационная колонны должны быть зацементированы на всю длину; не допускается разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами, кроме как при перекрытии направлением или кондуктором зон поглощений;

- эксплуатационная колонна должна иметь постоянный диаметр до глубины нижнего объекта разработки;

- проведенные капитальные ремонты скважины, связанные с техническим состоянием колонны, не должны вносить изменений в конструкцию скважины (дополнительные, технические колонны, летучки);

- срок после проведения исследования состояния эксплуатационной колонны и качества цементного кольца за колонной должен быть не более 3-х лет;

- для двухрядной конструкции диаметр эксплуатационной колонны скважины должен быть не менее 6” (152 мм);

- для однорядной конструкции можно использовать в скважинах эксплуатационные колонны с диаметром 5” (127 мм);

- для двухрядной конструкции при использовании насоса НВН-32 пропускная способность каждой колонны ограничена величиной 20 м³/сут;

- для однорядной конструкции ограничение суммы дебитов составляет 40 м³/сут;

- критической концентрацией в продукции добывающих скважинах применимости ОРЭ по сульфиду железа принято считать концентрацию 50 мг/л.

Подбор скважин для внедрения технологии ОРЭ

по 7 блоку Ново-Елховской площади

На основании вышеизложенных критериев был проведён анализ фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади. В ходе анализа, кроме действующих добывающих скважин были рассмотрены ликвидированные, пьезометрические и скважины находящиеся в консервации.

В ходе анализа, в соответствии с критериями подбора скважин для ОРЭ были отбракованы скважины:

1) По конструкции скважин:

а) по наличию дополнительных, технических колонн, летучек - 7скв. (№2617,2685,154,302,361,361Б,364А);

б) по диаметру эксплуатационной колонны (<127 мм) - 6 скв.

(№ 628, 722, 769, 977, 2531, 2981);

в) по причине различной толщины стенки (различному внутреннему диаметру) эксплуатационных колонн - 17 скв. (№ 677, 805, 2786, 2998, 2140, 2180, 2707, 2750, 2783, 2974, 2980, 2993, 2997, 4304, 4305, 4312, 4405).

2) По наличию в скважине лишь одного объекта эксплуатации - 9 скв.

(№ 721, 977Б, 1042, 1144, 2588, 2750, 2783, 4309, 4409)

3) По кривизне ствола скважины (макс. зенитный угол > 30⁰) - 9 скв. (№ 2180, 2786, 2963, 2964, 2998, 4304, 4355, 4522, 6976.)

4) По отсутствию между продуктивными пластами непроницаемой перемычки толщиной не менее 5 м, и по недостаточности запасов - 46 скв.

В результате проведённой сортировки скважин по применимости технологии ОРЭ были отобраны 2 скважины: №2671, 309. Среди отобранных скважин наиболее подходящими условиями для внедрения ОРЭ обладает скважина №2671, при внедрении ОРЭ её следует рассматривать в первую очередь.

В таблице 8.1 приведена характеристика продуктивных пластов скважины №2671, в которой предлагается приобщить пласт С_бр-1 в эксплуатацию

Таблица 8.1

Параметры продуктивных пластов скважины №2671

Пласт	Толщина пласта, м	Неф. толщ., м	Толщина перемычки, м	Qж, м3/сут	Qн, м3/сут	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	В, %	Dэк, мм
Сбр-1	4,6	4,6	604,4	21	1,6	11	8,8	94	168
Д1А	4,8	4,8		30	6	10	4,5	60



Обоснование схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

По результатам работ по исследованиям разобщаемых пластов (различие в продуктивности, коллекторских свойствах, в пластовых давлениях) и доли участия каждого пласта в суммарном дебите скважины производится выбор технологической схемы и типа оборудования для раздельной эксплуатации пластов.

Выбор технологической схемы оборудования для раздельной эксплуатации пластов необходимо осуществлять на основе оценки конструкции и условий эксплуатации конкретной скважины и технических возможностей скважинного оборудования. [4]

Общие требования ко всем схемам применения ОРЭ: возможность раздельного освоения, раздельный пуск в эксплуатацию, раздельное исследование пластов. Общие требования к технике и технологии применения ОРЭ: устойчивая работа оборудования ОРЭ для снижения эксплуатационных затрат, большой межремонтный период для обеспечения высокого коэффициента эксплуатации скважин, простота в обслуживании скважин и контроле за разработкой одновременно эксплуатирующихся объектов. [4]

Для одно- и двухрядных установок ОРЭ, согласно РД 153-39.0-557-08, имеются следующие ограничения:

- для двухрядной конструкции диаметр эксплуатационной колонны скважины должен быть не менее 6” (152 мм);

- для однорядной конструкции можно использовать в скважинах эксплуатационные колонны с диаметром 5” (127 мм);

- для двухрядной конструкции при использовании насоса НВН - 32 пропускная способность каждой колонны ограничена величиной 20 м³/сут;

- для однорядной конструкции ограничение суммы дебитов составляет 40 м³/сут;

С учётом вышеизложенных требований, характеристик продуктивных пластов и конструктивных особенностей скважины №2671, для внедрения принимаем схему двухрядной установки ОРЭ.

9. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ ОРЭ, КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ НА АНАЛИЗИРУЕМОМ ОБЪЕКТЕ

Замер общего дебита жидкости добывающих скважин осуществляется при наличии автоматизированной системы контроля и передачи информации на диспетчерские пункты не реже одного раза в два дня, с продолжительностью замера не менее двух часов. В случае отсутствия автоматизированной системы контроля и передачи информации - не реже одного раза в неделю. Для малодебитных скважин (менее 5 м³/сут) время замера на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) должно составлять не менее четырех часов. При использовании индивидуальных установок замеры необходимо проводить после вывода скважины на установившийся режим. [4]

Схема и устройство для исследования и эксплуатации скважины, пробуренной на пласт, состоящий из двух пропластков, приведено на рисунке 9.1.

Схема относится к гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых скважин и может быть использована для добычи и закачки пластовых жидкостей и рабочих агентов в продуктивные пласты. Устройство содержит колонну лифтовых труб с пусковыми муфтами, установленные над пропластками пакеры, верхнюю и нижнюю муфты и съемную пробку. Верхняя и нижняя колонна под пакерами имеют непересекающиеся между собой продольные и радиальные каналы. Осевой канал верхней муфты по диаметру больше осевого канала нижней муфты. Эти каналы выполнены цилиндрическими. [4]

На рисунке 9.1 представлена схема устройства для гидродинамических исследований и эксплуатации скважины, пробуренной на пласт состоящий из двух пропластков, на рисунке муфта - 2 в продольном и поперечном разрезах.

Рисунок 9.1. Схема и устройство для исследования и эксплуатации скважины, пробуренной на пласт, состоящий из двух пропластков

А - отбор жидкости и исследование одновременно двух пропластков, Б - исследование и эксплуатация верхнего пропластка, В - исследование и эксплуатация нижнего пропластка; 1 - лифтовые трубы, 2 - пусковые муфты, 3 - пакеры, 4 - муфты, 5 - пробка, 6 - проволока, 7- продольные каналы верхней муфты, 8 - радиальные каналы верхней муфты, 9 - осевой канал нижней муфты; I и II соответственно верхний и нижний пропластки.

Устройство работает следующим образом. Для исследования верхнего пропластка в лифтовые трубы - 1 на проволоке - 6 спускают цилиндрическую пробку - 5 с диаметром, равным диаметру цилиндрического осевого канала - 9 нижней муфты - 4 (уплотнительные элементы пробки и глубинные приборы, совмещенные с пробкой, на рисунке не показаны). Пробка - 5 герметично перекрывает радиальные каналы - 8 муфты - 4, соединяющие нижний пропласток с лифтовыми трубами - 1. Нагнетанием газа через пусковые муфты - 2 осваивают верхний пропласток.

Пластовая жидкость верхнего пропластка по радиальным каналам - 8 верхней муфты - 4 поступает в лифтовые трубы - 1 и далее на поверхность. Осваивание скважины продолжают до выхода скважины на установившийся режим работы. Затем отбирают поверхностные пробы жидкости для определения обводненности нефти, прекращают нагнетание газа и регистрируют кривую восстановления давления (КВД). По КВД определяют коэффициент продуктивности пропластка. [4]

Не поднимая лифтовые трубы, подобным же образом можно исследовать нижний пропласток: в лифтовые трубы - 1 на проволоке - 6 спускают ци-линдрическую пробку - 5 диаметром равным диа-метру цилиндрического осевого канала - 9 верхней муфты - 4. Пробка - 5 герметично перекрывает радиальные каналы - 8 верхней муфты - 4, соединяющие верхний пропласток с лифтовыми трубами. Нагнетанием газа осваивают нижний пропласток II. Пластовая жидкость через радиальные каналы нижней муфты - 4 и продольные каналы - 7 верхней муфты - 4 по лифтовым трубам поступает на поверхность.

Так же можно отобрать пробы жидкости, определить обводненность нефти, а по КВД коэффициент продуктивности верхнего пропластка.

После проведения исследований возможна раздельная эксплуатация пропластков, а после извлечения пробки можно исследовать оба пропластка одновременно. [4]

Метод позволяет получить надежные и достоверные количественные и качественные характеристики и обводненность нефти каждого пропластка, даже если эти пропластки будут малопродуктивными, при упрощении конструкции устройства.

Устройство позволяет снизить объем трудоемких спускоподъемных операций с лифтовыми трубами, позволяет при минимальных технических, технологических и экономических затратах прямыми измерениями получить надежные результаты исследований каждого из продуктивных пропластков, поочередно спуская в скважину разные по диаметру пробки.

Устройство позволяет эксплуатировать пропластки раздельно или совместно. При необходимости данное устройство, применением той или иной пробки, можно использовать для закачки рабочих агентов или реагентов в тот или иной пропласток, а без пробки, для закачки рабочих агентов или реагентов в оба пропластка одновременно. [4]

Общий дебит и дебиты объектов в двухлифтовой установке определяются непосредственно на устье скважины. Замер общего дебита жидкости добывающих скважин осуществляется при наличии автоматизированной системы контроля (АГЗУ) и передачи информации на диспетчерские пункты не реже одного раза в два дня, с продолжительностью замера не менее двух часов. В случае отсутствия автоматизированной системы контроля и передачи информации - не реже одного раза в неделю. Для малодебитных скважин (менее 5 м³/сут) время замера на АГЗУ должно составлять не менее четырех часов. При использовании индивидуальных установок замеры необходимо проводить после вывода скважины на установившийся режим.

Для двухлифтовой установки забойное и пластовое давления для верхнего объекта определятся традиционным методом эхометрирования один раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважины. Для нижнего объекта забойное давление определяется по динамограмме при помощи контроллеров. [4]

Дебит верхнего объекта однолифтовой установки определяется по восстановлению уровня жидкости в межтрубном пространстве при кратковременной остановке насоса. Для этого требуется остановить привод, засечь время и замерить уровни и затрубное давление с периодичностью 5-10 мин в течение 0,5-1,0 часа, далее - осуществить расчет дебита по программе обработки КВД.

Дебит нижнего объекта однолифтовой установки определяется как разница между общим и верхним дебитами.

Обводненности продукции верхнего объекта W_в и нижнего объекта W_н вычисляют по формулам:

, (9.1) , (9.2)

где q₂; q_в2 ; q_н2 - общий дебит и дебиты объектов,

W_1, W_2, W_в, W_н - общая обводненность продукции и обводненности объектов.

Оптимальные забойные давления объектов разработки определяются с учетом влияния различных факторов (давление насыщение нефти газом, степень выработанности пластов или горизонтов, близость к водонефтяному контакту (ВНК), наличие водонефтяных зон, трещиноватость коллектора, величина пластового давления, наличие или отсутствие системы ППД, гидродинамическая связь с другими скважинами, разрушение коллектора, напряженное состояние коллектора и другие). [4]

Режим работы установки назначается в соответствии с выбранными забойными давлениями.

Забойное давление верхнего объекта разработки определятся традиционным методом эхометрирования один раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважины.

Забойное давление нижнего объекта разработки определяется при помощи динамометрирования и расчета распределения давления по стволу скважины. [4]

Регулирование параметров работы однолифтовой установки осуществляется следующим образом:

- общий дебит регулируется как у обычной штанговой установки изменением длины хода и числа качаний привода насоса;

- соотношение дебитов верхнего и нижнего объектов и, соответственно, забойные давления регулируются изменением положения плунжера относительно бокового клапана. При «классической» схеме поднятие плунжера увеличивает дебит верхнего объекта и снижает его забойное давление, дебит нижнего объекта при этом уменьшается, а его забойное давление повышается.

Выработка запасов одновременно - раздельно эксплуатируемых объектов производится путем построения геолого-гидродинамических моделей.

В таблице 9.1 приведены данные о периодичности проведения исследований по скважине №8850 Ново-Елховской площади, на которой внедрена двухлифтовая УОРЭ. Рассмотренные исследования не имеют чёткой периодичности, наблюдается большой разброс значений, указанные в таблице данные имеют среднее значение.

Таблица 9.1

Периодичность проведения исследований по скважине №8850

Исследуемый параметр	Периодичность исследования
Пластовое давление	раз в полгода
Забойное давление	раз в квартал
Динамический уровень	раз в месяц
Статический уровень	раз в квартал
Обводнённость	раз в 3 дня

Анализируя полученные данные можно отметить, что большинство исследований соответствуют нормам, кроме исследований пластового давления, которые как и забойное давление должно измеряться раз в квартал.



10. ОСЛОЖНЕНИЯ ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА. АНАЛИЗ ПРИЧИН РЕМОНТОВ СКВАЖИН МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА НА АНАЛИЗИРУЕМОМ ОБЪЕКТЕ

При работе ШСНУ часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. Большинство отказов связано с действием эксплуатационных факторов. Их можно разделить на три основные группы:

коррозионное и коррозионно - усталостное разрушение;

износ;

образование на поверхности оборудования значительных отложений парафинов и солей.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электрической средой, которой является пластовая вода. [7]

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих излом оборудования.

Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы корро-зии, которые периодически в нужной дозе подаются в меж-трубное пространство.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой. [7]

Часто возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Уменьшение вредного пространства и газового фактора на приёме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также правильной посадкой плунжера в цилиндре насоса. Увеличение хода при одновременном уменьшении диаметра насоса также уменьшает относительную долю объема вредного пространства. [7]

Другим фактором, осложняющим работу ШСНУ, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Для борьбы с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами, образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приёмным патрубком насоса, называемые песочными якорями.

Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности внутрискважинного оборудования. Это приводит к увеличению затрат на депарафинизацию и подземный ремонт оборудования, а также обуславливает потери добычи нефти. [7]

Основными факторами, определяющими выделение парафина из нефти, являются: изменение давления, потери легких фракций, снижение температуры, наличие асфальтосмолистых веществ, присутствие в нефти механических примесей.

Основными методами борьбы с отложениями парафинов на месторождении является: периодическая тепловая обработка скважин (обычно закачкой пара в межтрубное пространство), закачка в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин), применение устьевых и глубинных дозаторов, проведение планово-предупредительных работ. [7]

С целью предотвращения отложения парафина и солей на трубах, а также защиты от коррозии, внутреннюю поверхность НКТ покрывают защитным составом.

В таблице 10.1 приведены данные по ремонтам механизированного фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади и Ново-Елховской площади в целом.

Таблица 10.1

Причины ремонтов механизированного фонда скважин 7 блока

Ново-Елховской площади и Ново-Елховской площади в целом

Наименование ремонта	7 блок Ново-Елховской площади	Ново-Елховская площадь
	2008 г.	2009 г.	2008 г.	2009 г.
	Количество ремонтов	%	Количество ремонтов	%	Количество ремонтов	%	Количество ремонтов	%
Износ подземного оборудования	1	7,7	3	30	18	24,3	23	22,3
Коррозионное разрушение	4	30,8	-	0	6	8,1	9	8,7
Ремонты связанные с нарушением герметичности оборудования	1	7,7	-	0	7	9,5	3	2,9
Ремонты связанные с отложением солей и парафинов	1	7,7	2	20	6	8,1	9	8,7
Обрыв, отворот штанг	5	38,5	4	40	27	36,5	46	44,7
Заклинивание плунжера ШСН	1	7,7	-	0	8	10,8	4	3,9
Ремонты связанные с проведением ОПЗ и ПНП	-	0	1	10	2	2,7	9	8,7
Всего	13	100	10	100	74	100	103	100

Проанализировав причины ремонтов скважин, можно сделать следующие выводы:

- количество рассмотренных ремонтов по 7 блоку в 2009 г. по сравнению с 2008 г. незначительно снижается, в то время как в целом по Ново-Елховской площади количество ремонтов возрастает значительно;

- наиболее распространенным видом ремонта в 2008-2009 г.г., как по 7 блоку, так и по Ново-Елховской площади в целом, был ремонт по причине обрыва, отворота штанг. В 2009 г. на долю обрывов и отворотов штанг по скважинам Ново-Елховской площади приходится около половины (44,7%) от всех рассмотренных ремонтов;

- в 2008 г., помимо обрыва и отворота штанг, на 7 блоке значимыми (30,8%) были ремонты связанные с коррозионным разрушением оборудования, а по Ново-Елховской площади в целом - ремонты по причине износа подземного оборудования, на их долю приходится 24,3% от всех рассмотренных ремонтов;

- в 2009 г., как по 7 блоку, так и по Ново-Елховской площади в целом, помимо обрывов и отворотов штанг, были распространены ремонты по причине износа подземного оборудования.

Ремонт скважин оборудованных технологией ОРЭ в 2008-2009 г.г. по Ново-Елховской площади практически не проводился, за исключением единичного случая проведения ремонта по причине обрыва штока насоса в скважине №695.

Для анализа причин ремонтов скважин, оборудованных технологией ОРЭ, рассмотрим причины ремонтов скважин № 695, 8850, 8851, 2741, 6081 после внедрения технологии ОРЭ (табл. 10.2).

Таблица 10.2

Причины ремонтов скважин оборудованных технологией ОРЭ

№ скважины	Дата внедрения ОРЭ	количество ремонтов после внедрения ОРЭ	Причина ремонта
695	22.08.2006	2	Обрыв штока насоса
			Технические причины
8850	09.05.2007	1	Слoм или oтвopoт клaпaннoй клeтки
8851	21.04.2006	1	Обрыв штока насоса
2741	11.07.2007	1	Технические причины
6081	22.03.2008	1	Нeгерметичность НКТ

Как видно из таблицы 10.2, количество ремонтов проведённых на анализируемых скважинах после внедрения ОРЭ незначительно. Ввиду малого количества ремонтов, выделить основные причины выхода из строя скважин оборудованных ОРЭ не удаётся.

Таким образом, наиболее распространенной причиной ремонта скважин 7 блока и на Ново-Елховской площади в целом в 2008-2009 г.г. был обрыв, отворот штанг. Количество ремонтов скважин оборудованных технологией ОРЭ незначительно, их причины различны.



11. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ НА АНАЛИЗИРУЕМОМ ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

Расчет и подбор оборудования производится для скважины №2671, вскрывшей бобриковский и пашийский горизонты.

Исходные данные, характеризующие режим работы скважины, приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1

Исходные данные

Параметры	Горизонт
	Бобриковский	Пашийский
1	2	3
Дебит по жидкости, м3/сут	21	30
Обводненность, %	60	94
Давление на устье скважины, МПа	1,3
Давление на забое скважины, МПа	4,5	8,8
Пластовое давление, МПа	10	11
Пластовая температура, К	298	308
Глубина залегания пласта, м	1172,6	1782
Внутренний диаметр эксплутационной колоны, мм	153,4
Плотность дегазированной нефти, кг/м3	905	863
Плотность пластовой нефти, кг/м3	880	814
Давление насыщения, МПа	4,1	8,24
Газовый фактор, м3/т	13,4	53,5
Плотность газа, кг/м3	1,224	1,08
Относительная по воздуху плотность газа	1,015	1,103
Плотность воды, кг/м3	1160
Динамическая вязкость нефти, мПа*с	31,5	4,1
Динамическая вязкость воды, мПа*с	1,7	1,7
Молярная доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти	0,5	0,11
Молярная доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти	0,15	0,42
Объемный коэффициент нефти	1,0466	1,031
Внутренний диаметр эксплутационной колоны, м	0,1534	0,1534

Для выбора оптимального типоразмера насоса и режима работы ШСНУ на данной скважине, предварительно по методике Баксендела [3], стр. 108 рассчитываем распределение давления по кольцевому каналу, образованному НКТ и колонной насосных штанг, начиная от устья.

Расчет ведем для бобриковского горизонта.

1. Принимаем величину шага изменения давления

?Р = 0,1•Р_нас; (1)

где ?Р - шаг изменения давления, МПа;

Р_нас - давление насыщения, МПа.

?Р = 0,1•4,1 = 0,41 МПа;

и определяем общее число шагов по формуле:

N = (Р_нас - Р_у)/?Р; (2)

где N - число шагов;

Р_у - давление на устье скважины, МПа.

N = (4,1 - 1,3)/0,41 = 7;

соответственно число задаваемых давлений будет: n=N+1=7+1=8, а их значения, определенные по формуле, приведены в таблице 11.2:

; (3)

где P_i - давление на i-ом шаге, МПа.

;

2. Рассчитываем температурный градиент потока:

; (4)

где щ - средний геотермический градиент скважины, К/м;

; (5)

; (6)

где Т_пл-пластовая температура, К;

L_c-глубина залегания пласта, м.

; (7)

; (8)

3. Определяем температуру потока на устье скважины:

Т _у = Т_пл-щ_п•L_с; (9)

где Т_у - температура на устье скважины, К.

Т_у = 298 - 0,01326•1172,6 = 282,5 К;

4. Вычисляем по формуле (10) температуру потока, соответствующую заданным давлениям:



; (10)

;

5. Рассчитываем физические параметры, соответствующие заданным давлениям.

Определим текущее равновесное давление насыщения при :

(11)

где Г-газовый фактор, м³/т;

у_с1- молярная доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти, д.ед.;

у_а- молярная доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти, д.ед.

Удельный объем выделенного газа приведённого к нормальным условиям

(12)

;

(13)

;

(14)

;

(15)

;

Остаточная газонасыщенность нефти в период её разгазирования

(16)

Определение относительной плотности выделившегося газа

(17)

где

(18)

Определяем относительную плотность растворённого газа, остающегося в нефти при данных условиях её разгазирования

(19)



Объемный коэффициент, предварительно определим уд. приращение объема нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности и температурного коэффициента объемного расширения дегазированной нефти

(20)

(21)

1/градус

(22)

6. Вычисляем коэффициент сжимаемости газа, предварительно определив приведенные параметры газа. Например, для термодинамических условий сечения, где Р=1,3 МПа, Т=282,5 К:

(23)

(24)

(25)



;

;

при 0? Р_пр? 3,8 и 1,17? Т_пр< 2,0

(26)

при 0 ? Р_пр? 1,45 и 1,05? Т_пр< 1,17

(27)

при 1,45 ? Р_пр? 4,0 и 1,05? Т_пр< 1,17

(28)

По формуле (27):

Для азота в интервале давлений Р= 0 - 20 МПа и температур Т= 280 - 300К:

z_а= 1+0,564·10^-10 (Т-273)^3,71Р^{14,7/(Т-273)} (29)

z_а= 1+0,564·10^-10 (282,5-273)^3,71 ·1,3^{14,7/(282,5-273)} =1,0000004

Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси, состоящей из углеводородных компонентов и азота, определяют по следующей формуле:

z =z_уy_у+ z_аy_а (30)

z=0,925·0,5+1,0000004·0,5=0,963

7. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях:

(31)

Например, при термодинамических условиях устья скважины Р_у=1,3 МПа, Т_у=282,5 К удельный объем будет:

;

8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях:

(32)

9. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Р_у, Т_у):

;

10. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула Щурова):

(33)

;

11. Рассчитываем градиент давления:

(34)



Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет

12. Вычисляем величины, обратные расчётным = 212,37 м/МПа

13. Численно интегрируем зависимость dH/dP=f(P),последовательно определяя положение сечений с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока по формуле:

+ (35)

Р = Р _у= 1,3 МПа; Н = 0;

Р = 1,71 Мпа; H = 76,24 м;

Р = 2,12 МПа; H = 114,25 м.

Результаты расчета приведены в таблице 11.2.

14. По результатам расчета (см. таблицу 11.2) строим кривую распределения давления в рассматриваемой скважине (рис.11.1).

Рассчитываем распределение давления в стволе скважины №2671 по бобриковскому горизонту по методу Поэтмана - Карпентера, начиная с забоя.

1. Принимаем величину шага изменения давления

?Р = 0,1•4,1 = 0,41 МПа;

и определяем общее число шагов по формуле (2):

N = (4,1 - 1,3)/0,41 = 7;

соответственно число задаваемых давлений будет: n=N+1=7+1=8, а их значения, определенные по формуле, приведены в таблице 11.3:

2. Рассчитываем температурный градиент потока по формуле (4):

где щ - средний геотермический градиент скважины, К/м;

;

3. Определяем температуру потока на устье скважины по формуле (9):

Т_у = 298 - 0,01326•1172,6 = 283,2 К;

4. Вычисляем температуру потока, соответствующую заданным давлениям по формуле (10):

;

;

5. Рассчитываем физические параметры, соответствующие заданным давлениям.

Определим текущее равновесное давление насыщения при по формуле (11):

Удельный объем выделенного газа приведённого к нормальным условиям по формуле (12):

;

;

;

;

;

Остаточная газонасыщенность нефти в период её разгазирования определяется по формуле (16):

Относительная плотность выделившегося газа:

где

Определяем относительную плотность растворённого газа, остающегося в нефти при данных условиях её разгазирования по формуле (19):

Объемный коэффициент, предварительно определим уд. приращение объема нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности и температурного коэффициента объемного расширения дегазированной нефти

1/градус

6. Вычисляем коэффициент сжимаемости газа, предварительно определив приведенные параметры газа. Например, для термодинамических условий сечения, где Р=0,7 МПа, Т=289,2 К:

;

;

По формуле (27) при 0 ? Р_пр? 1,45 и 1,05? Т_пр< 1,17:

Для азота в интервале давлений Р= 0 - 20 МПа и температур Т= 280 - 300К:

z_а= 1+0,564·10^-10 (283,2-273)^3,71 ·1,3^{14,7/(283,2-273)} =1,0000005

Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси, состоящей из углеводородных компонентов и азота, определяют по формуле (30):

z=0,926·0,5+1,0000005·0,5=0,963

7. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях по формуле (31). Например, при термодинамических условиях Р_у=0,7 МПа, Т_у=290,2 К удельный объем будет:

;

8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях по формуле (32):

9. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Р_у, Т_у):

;

10. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула Щурова):

;

11. Рассчитываем градиент давления по формуле (34):

Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет:

12. Вычисляем величины , обратные расчётным =187,05 м/МПа

13. Численно интегрируем зависимость dH/dP=f(P),последовательно определяя положение сечений с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока по формуле (35):

+

Р = Р_з= 4,5 МПа; Н = 1172,6 м;

Р = 1,6 МПа; Н = 1100 м;

Р = 1,34 МПа; Н = 1010,24м;

По результатам расчета (см. таблицу 11.3) строим кривую распределения давления в рассматриваемой скважине (рисунок 11.1).

Выбираем давление на приеме и на выходе насоса для бобриковского горизонта, используя глубину спуска насоса, которую принимаем на основании промысловых данных:

L_H = 900 м

Р_пн = 2 МПа

Р_вн=6,2 МПа

Аналогичные расчеты проводим для пашийского горизонта. Результаты расчета приведены в таблицах 11.4, 11.5.

Рис. 11.1. Кривые распределения давления в стволе скважины и в колонне НКТ

По результатам расчета (см. таблицу 11.4 и 11.5) строим кривую распределения давления в рассматриваемой скважине (рисунок 11.2).



Рисунок 11.2. Кривые распределения давления в стволе скважины и в колонне НКТ

Выбираем давление на приеме и на выходе насоса, используя глубину спуска насоса:

L_H = 1300 м

Р_пн = 4,5 МПа

Р_вн=10,2 МПа

Выбираем компоновку ШСНУ

1. Определяем расход газожидкостной смеси при давлении Р_пн по формулам [3], стр. 182:

(36)

где - количество газа, растворенного в 1 м³ нефти при давлении насыщения Рнас, приведенное к нормальным условиям, м³/м³;

(37)

(38)

(39)

(40)

(41)

Подставляем значения и получаем:

Для бобриковского горизонта:

;

;

;

;

;

;

;

Для пашийского горизонта:

;

;

;

;

;

;

;

2. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина [7], стр. 264, рис. VIIII.4

Для бобриковского горизонта:

при Q_см(2)=2,73·10^-4 м³/с, L_н = 900 м насос диаметром Д_пл=38 мм.

Для пашийского горизонта:

при Q_см(4,5)=3,49·10^-4 м³/с, L_н = 1300 м насос диаметром Д_пл=38 мм.

3. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса. Выбираем насос 20-150-RHAM с группой посадки fit-3 и клапанными узлами обычного исполнения для обоих вариантов.

4. Выбираем колоны насосно-компрессорных труб [3], стр. 188, таб. 9.3.

Для обоих вариантов выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.

По условному диаметру Д=60 мм определяем наружный диаметр - Д_тн=60,3 мм, внутренний - 50,3 мм, толщина стенки д=5,0 мм, площадь сечения тела трубы по металлу f`_тр=8,7 см², группа прочности стали - Д.

Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса.

Коэффициент сепарации газа у приема ШСН определяем по приближенной формуле:

(42)

где - относительная скорость движения газа на участке приема насоса.

(43)

Вследствие сепарации части свободного газа у приема насоса, изменяется газовый фактор жидкости, поступающей в насос и НКТ (так называемый трубный газовый фактор), который определяем по формуле:

(44)

Предполагая состав газа неизменным, скорректированное значение давления насыщения Р_нас, соответствующие «трубному» газовому фактору, определяем по следующей формуле:

(45)

Рассчитаем расход свободного газа V_гв (Р_пн) и газожидкостной смеси Q_см (Р_пн), поступающих в насос, то есть с учетом коэффициента сепарации:

(46)

(47)

Для бобриковского горизонта:

Так как В ? 0,5, то =0,17 (м/с)

;

;

;

;

;

Для пашийского горизонта:

Так как В ? 0,5, то =0,17 (м/с)

;

;

;

;

Определение давления на выходе насоса

Давление на глубине спуска, определяемое по кривой распределения давления в скважине, принимаем за давление на выходе насоса.

Так как Р_вн> Р_нас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует:

(48)

(49)

(50)

(51)

(52)

(53)

Для бобриковского горизонта

L_H = 900 м, Р_вн=6,2 Мпа:

Р_вн> Р_нас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует:

;

;

;

;

;

Для пашийского горизонта L_H = 1300 м, Р_вн=10,2 Мпа:

Р_вн> Р_нас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует:

;

;

;

;

;

Определение потерь давления в клапанных узлах.

Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны равны:

(54)

(55)

Затем определяем максимальную скорость движения продукции в отверстии седла клапана с учетом неравномерности движения плунжера и соответствующее этой скорости число Рейнольдса Re_кл:

(56)

(57)

Перепад давления в клапане рассчитываем по формуле:

(58)

где _жд - плотность дегазированной жидкости;

(59)

Для бобриковского горизонта:

расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный

;

;

Диаметр отверстия в седле клапана [10], стр. 192, табл. 9.5:

d_кл.вс=20 мм, d_кл.н=14 мм;

В качестве кинематической вязкости жидкости выбираем вязкость того из компонентов, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее, то есть:

;

;

;

;

;

По графикам Степановой [10], стр. 192, рис. 9.3 кривая 1 определяем коэффициент расхода клапана в зависимости от числа Рейнольдса:

;

;

;

Рассчитываем давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:



;

;

Для пашийского горизонта:

Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны равны:

;

;

Диаметр отверстия в седле клапана:

d_кл.вс=20 мм, d_кл.н=14 мм;

;

;

;

;

;

По графикам Степановой определяем коэффициент расхода клапана в зависимости от числа Рейнольдса:

;

;

;

;

Рассчитываем давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

;

;

Расчет утечек в зазоре плунжерной пары.

Утечки в зазоре плунжерной пары нового насоса рассчитываем по формуле А.М. Пирвердяна [10], стр. 193:

(60)

где - длина плунжера (для серийных насосов =1,2 м);

- зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении (для III группы посадки =0,7510^-4 м);

С_э - относительный эксцентриситет между их центрами к величине (0С_э1);

Принимаем С_э=0,5.

Проверка характера течения в зазоре:

(61)

Если , то режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Для бобриковского горизонта:

= 1,4710^-6 м²/с, так как вследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом накапливается вода.

;

;

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Для пашийского горизонта:

= 1,4710^-6 м²/с, так как вследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом накапливается вода.

;

;

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса.

Если Р_вс.ц> Р'_нас, то есть в цилиндре насоса при всасывании отсутствует свободный газ:

(62)

(63)

Если Р_вс.ц< Р'_нас, то есть в цилиндре насоса при всасывании присутствует свободный газ:

(64)

(65)



Для бобриковского горизонта:

При Р_вс.ц=1,991 Мпа, Р'_нас=4,1 Мпа, то есть Р_вс.ц < Р'_нас и в цилиндре насоса при всасывании присутствует свободный газ.

;

Для пашийского горизонта:

При Р_вс.ц=3,609 Мпа, Р'_нас=1,55 Мпа, то есть Р_вс.ц > Р'_нас и в цилиндре насоса при всасывании отсутствует свободный газ.

;

Расчет коэффициента усадки нефти.

Коэффициент , учитывающий уменьшение объема нефти при снижении давления в сепарирующем устройстве за счет выделения растворенного газа, рассчитываем по формуле:

(66)

Для бобриковского горизонта:

; ;

; ;

;

Для пашийского горизонта:

; ;

; ;

Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки.

Подача насоса W_нас для обеспечения запланированного отбора жидкости при получившемся коэффициенте наполнения определяется по формуле:

(67)

(68)

Для бобриковского горизонта:

;

;

при Д_пл=38 мм и F_пл=1,1310^-3 м² получаем:

;

В качестве первого приближения задаем S_пл = 3 м, тогда N = 0,26/3 = 0,087 сек^-1 или n=N60=5,22 кач/мин.

Производим выбор конструкции штанговой колоны [7], стр. 340, табл. VIII.55. Для Д_пл=38 мм и L_н=900 м, выбираем одноступенчатую колону штанг из легированной стали, нормализованную. Диаметр колонны штанг d_шт=22 мм. Предельно допустимая глубина спуска насоса диаметром Д_пл=38 мм в этом случае составляет 1410 м.

Для пашийского горизонта:

;

;

при Д_пл=38 мм и F_пл=1,1310^-3 м² получаем:

;

В качестве первого приближения задаем S_пл = 3м, тогда N = 0,3/3 = 0,1 сек^-1 или n=N60=6 кач/мин.

Производим выбор конструкции штанговой колоны [7], стр. 340, табл. VIII.55. Для Д_пл=38 мм и L_н=1300 м, выбираем одноступенчатую колону штанг из легированной стали, нормализованную. Диаметр колонны штанг d_шт=22 мм. Предельно допустимая глубина спуска насоса диаметром Д_пл=38 мм в этом случае составляет 1410 м.

Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока.

Определяем частоту вращения вала кривошипа и параметр динамического подобия :

(69)

(70)

где а=4600 - скорость звука в одноступенчатой штанговой колоне.

Если <0,3, следовательно, режим откачки статический и потери хода плунжера рассчитываем по формулам:

(71)

(72)

где _i - доля длины штанг с площадью поперечного сечения f_штi в общей длине штанговой колоны L_н;

f_тр - площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м²;

Е - модуль упругости материала штанг, Е=210⁵ Мпа;

Для статического режима работы длину хода полированного штока вычисляем по формуле:

(73)

(74)

Проверяем погрешность, получаемую из-за того, что не учтены динамические процессы. Для этого рассчитываем S по формуле:

(75)

Для бобриковского горизонта:

Определяем частоту вращения вала кривошипа и параметр динамического подобия :

;

;

Так как <0,3, следовательно, режим откачки статический.

м;

для d_шт=22 мм f_шт=3,8 см²

;

;

;

;

Таким образом, расхождение расчетных величин составило 0,001 м. Расхождением можно пренебречь.

Для пашийского горизонта:

Определяем частоту вращения вала кривошипа и параметр динамического подобия :

;

;

Так как <0,3, следовательно, режим откачки статический.

м;

для d_шт=22 мм f_шт=3,8 см²

;

;

;

;

Таким образом, расхождение расчетных величин составило 0,002 м. Расхождением можно пренебречь.

Расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну.

1. Определяем статические и динамические нагрузки по формулам:

(76)

(77)

(78)

(79)

(80)

Для штанг d_шт=19 мм вес 1 м штанг i-ой ступени в воздухе q_шт=23,5 Н.

- плотность материала штанг, =7850 кг/м³;

- плотность газожидкостной смеси НКТ;

При расчетах динамических нагрузок по формулам Вирновского А.С. принимают:

;

(81)

(82)

Определяем вибрационную и инерционную нагрузку для хода вниз и вверх по формулам:

(83)

(84)

Выбираем по справочным данным поправочные коэффициенты и рассчитываем уточенные динамические нагрузки по формулам:

(85)

(86)



Динамическая нагрузка, рассчитывается по формуле:

(87)

2. Определяем максимальную и минимальную нагрузки по следующим формулам:

(88)

(89)

3. Оцениваем экстремальные нагрузки по упрощенным формулам:

Муравьева И.М. (90)

Чарного И.А. (91)

Слоннеджера Д.С. (92)

Миллса К.Н. (93)

Джонсона Д.О. (94)

4. Определяем силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитываем, предполагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен _max=5 =0,087 рад и профиль скважины может быть представлен плоской прямой. Тогда по формуле:



(95)

(96)

где (97)

(98)

Сила трения плунжера в цилиндре может быть приблизительно оценена по формуле:

(99)

Сила гидравлического сопротивления в клапане:

(100)

Если силы гидравлических сопротивлений меньше механических, то расчет экстремальных нагрузок осуществим по формулам:

(101)

(102)

Для бобриковского горизонта:

1. Определяем статические и динамические нагрузки:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

для Д_пл=38 мм: К_дин.в=0,97; К_дин.н=0,95;

;

;

;

Итак, динамические нагрузки, рассчитанные по разным формулам достаточно близки.

2. Определяем максимальную и минимальную нагрузки:

;

;

3. Оцениваем экстремальные нагрузки по формулам:

Муравьева И.М. ;

Чарного И.А. ;

Слоннеджера Д.С. ;

Миллса К.Н. ;

Джонсона Д.О. ;

4. Определяем силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитываем, предполагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен _max=5 =0,087 рад и профиль скважины может быть представлен плоской прямой.

по рекомендациям Троицкого В.М. принято , тогда

;

для штанговой колоны:

;

;

;

;

;

Перед окончательным расчетом экстремальных нагрузок, сравним динамические нагрузки и силы гидродинамического трения штанг:

для хода вверх: , , ;

для хода вниз: , , ;

Расчеты показывают, что силы гидравлических сопротивлений меньше механических. Осуществим расчет экстремальных нагрузок:

;

;

Для пашийского горизонта:

1. Определяем статистические и динамические нагрузки:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

для Д_пл=38 мм: К_дин.в=0,97; К_дин.н=0,95;

;

;

;

Итак, динамические нагрузки, рассчитанные по разным формулам достаточно близки.

2. Определяем максимальную и минимальную нагрузки:

;

;

3. Оцениваем экстремальные нагрузки по формулам:

Муравьева И.М. ;

Чарного И.А. ;

Слоннеджера Д.С. ;

Миллса К.Н. ;

Джонсона Д.О. ;

4. Определяем силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитываем, предполагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен _max=5 =0,087 рад и профиль скважины может быть представлен плоской прямой.

по рекомендациям Троицкого В.М. принято , тогда

;

для штанговой колоны:

;

;;

;

;

Перед окончательным расчетом экстремальных нагрузок, сравним динамические нагрузки и силы гидродинамического трения штанг:

для хода вверх: , , ;

для хода вниз: , , ;

Расчеты показывают, что силы гидравлических сопротивлений меньше механических. Осуществим расчет экстремальных нагрузок:

;

;

;

;

Расчет напряжений в штангах.

Рассчитываем приведенные напряжения в точке подвеса штанг:

1. Максимальное напряжение цикла:

(103)

2. Минимальное напряжение цикла:

(104)

3. Амплитудное и среднее напряжения:

(105)

(106)

4. Приведенное напряжение цикла, определяем ...