Подбор оборудования и установление режима работы скважины с установкой ЭВН

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра: Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Скважинная добыча нефти и газа

Тема: Подбор оборудования и установление режима работы скважины с установкой ЭВН

Автор: студент гр. НД-14-2 /Крюкова И.А./

ПРОВЕРИЛ:

Руководитель проекта: доцент /Тананыхин Д.С./

Санкт-Петербург 2017



ЗАДАНИЕ

Студенту группы НД-14-2 /Крюковой И.А./

Тема работы: " Подбор оборудования и установление режима работы скважины с установкой ЭВН"

2. Исходные данные к работе: Задание на курсовую работу включает 2 части: теоретическую и расчетную.

3. Содержание пояснительной записки: В соответствии с методическими указаниями к курсовой работе: задание на выполнение работы, расчетные формулы, расчет, результаты, графики, заключение.

4. Перечень графического материала: графики, схемы.

5. Срок сдачи законченного проекта: 27 марта 2017 г.___

Руководитель проекта доцент ________________ /Тананыхин Д.С./

Дата выдачи задания: 1 марта 2017 г.



АННОТАЦИЯ

Курсовая работа включает в себя 2 основные части: теоретическую и расчетную. Темой теоретической части является подбор оборудования и установление режима работы скважины с установкой ЭВН. Вторая часть включает расчет эксплуатации скважин различными насосными установками. В расчетной части приводятся расчеты, сопровождаемые графиками.

Работа содержит пояснительную записку объемом стр. 38, вкл. рис.7, табл. 7, библ. список из 7 наименований.

ABSTRACT

Course work includes two main parts: theoretical and computational. The theme of the theoretical part is to study the effect of the separation in a tight closed system, the phenomenon of pulsation. The second part includes the calculation of operating wells sucker rod pumping units. In the calculation of the calculations are accompanied by graphs.

The work contains an explanatory note volume p. 38, include figure 7, table 7, the bible a list of 7 author.



ОГЛАВЛЕНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1.ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
• 2.ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ: «Подбор оборудования и установление режима работы скважины с установкой ЭВН
• 3.РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ШСНУ
• 3.1 Основные теоретические сведения
• 3.2 Выбор оборудования ШГНУ и определение параметров работы насоса
• 3.3 Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки
• 3.4 Определение длины хода плунжера штангового насоса
• 3.5 Расчет производительности и определение коэффициента подачи ШГНУ
• 3.6 Выбор и расчет на прочность одноступенчатой колонны штанг
• 4.РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ МЕТОДОМ ПОЭТМАНА-КАРПЕНТЕРА
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Под эксплуатацией скважин понимается процесс подъема продукции на поверхность за счет того или иного энергетического источника, по возможности, бесперебойного и с минимальными затратами трудовых и материальных ресурсов. Проблема повышения эффективности выработки запасов углеводородного сырья органически связана не только с решением ряда вопросов по выбору оптимального в данных условиях способа эксплуатации, но и с разработкой новых средств и технологий подъема продукции скважин [7].

Подготовка скважины к эксплуатации - это комплекс работ, которые проводят с момента вскрытия продуктивного пласта до вывода скважины в эксплуатацию. Комплекс включает вскрытие продуктивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатационной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к эксплуатации определяется целым рядом геологических, технических, технологических и экономических факторов [1].

При разработке месторождения имеют место три способа эксплуатации скважин: 1) пластовой энергии достаточно для перемещения (продвижения) требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для подъема жидкости на поверхность; 2) при данном забойном давлении обеспечивается приток жидкости в скважину и подъем ее на поверхность, однако это давление незначительно отличается от пластового давления, поэтому при низких коэффициентах продуктивности приток нефти в скважину незначителен. По условиям работы пласта забойное давление может быть снижено для увеличения притока нефти, но в этом случае это давление будет недостаточным для подъема жидкости в скважине; 3) пластовое давление равно или ниже давления, необходимого для подъема жидкости в скважине. В первом случае добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом - наиболее эффективным и наименее затратным. Во втором случае скважины могут эксплуатироваться фонтанным способом или с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод в скважины с поверхности дополнительной энергии, что позволяет снижать забойное давление, увеличивать депрессию на пласт и приток жидкости. В третьем случае применяется механизированная эксплуатация скважин с помощью глубинных насосов и других способов за счет ввода в скважину дополнительной энергии.

В настоящее время основной способ добычи нефти - насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).



1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Целями выполнения курсовой работы являются:

1) углубление и закрепление теоретических знаний, полученных во время лекционных, лабораторных и практических занятий;

2) выработка навыков самостоятельного применения теории, привлечения дополнительных данных, анализа практических данных, оценки и проверки правильности решения;

3) закрепление навыков расчета с применением вычислительной техники, привлечения справочно-реферативной литературы, оформления и ведения инженерно-технической документации.

Выполнение курсовой работы направлено на решение следующих задач:

1) привитие навыков самостоятельной работы с учебной и научной литературой;

2) выработка аналитического мышления при изучении и решении поставленных вопросов и задач;

3) выработка умения грамотно и сжато излагать суть вопросов, поставленных в теме курсовой работы;

4) привитие навыков выполнения расчетов по формулам, применения системы единиц измерения СИ и других систем единиц измерения;

5) привитие умения делать анализ, комментировать и оценивать полученные результаты - давать физическую их интерпретацию и формулировать выводы по проведенной работе;

6) привитие навыков оформления курсовой работы согласно требованиям, предъявляемых к инженерно-технической документации, в соответствии с ЕСКД.



2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ (УЭВН)

В настоящие время на нефтяных промыслах используют винтовые насосные установки с погружным электродвигателем, а также с поверхностным приводом как отечественного (ОКБ БН), так и импортного производства (фирма Родемип, Франция; фирмыCOROD MANUFACTURING и AMOCO CANADA PETROLEUM LTD, GRIFFIN PUMPS, ROTALIFT, Канада; фирма Scheller-Bleckman, Австрия). Технические характеристики УВН (ОКБ БН, Россия) приведены в табл. 7.2.

Структура условного обозначения одновинтового погружного насоса типа ЭВН5



Назначение

Рабочие характеристики УЭВН (одновинтового насоса) определяются по следующим формулам.

Теоретическая производительность насоса, м³/с

, (1)



где - величина эксцентиситета между центром сечения винта и статора, м; -диаметр сечения винта, м; - шаг двухзаходного винта, м; -частота вращения винта, мин^-1.

Фактическая производительность насоса

, (2)

где - объемный КПД насоса.

Мощность, подводимая к валу насоса

, кВт, (3)

где - производительность насоса, м³/сут; -напор столба жидкости, м; -плотность жидкости, кг/м³; - ускорение свободного падения, м/с²; - общий КПД насоса.

Общий КПД насоса

, (4)

где -объемный КПД насоса, ; - гидравлический КПД насоса, ; -механический КПД (учет потерь энергии на преодоление трения в подшипниках, винта в обойме, вала в сальниках, вала и шарнира о жидкость), , - мощность, расходуемая на механические потери.



Таблица 1

Основные параметры установок УЭВН 5 (ОКБ БН, Россия)

Параметр	Типоразмер установки
	УЭВН 5-16-1200	УЭВН 5-25-1000	УЭВН 5-63 -1200	УЭВН 5 -100- 1000	УЭВН 5 -100 -1200	УЭВН 5-200 -900
Номинальная подача, м3/сут	16	25	63	100	100	200
Номинальное давление, МПа	12	10	12	10	12	9
*Мощность электродвигате-ля, кВт	5,5	5,5 (22)	22	22 (32)	32	32
Масса погружно-го агрегата, кг	341	342	546	556	697	713

* Электродвигатель типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51.

Схема винтового насоса приведена на рисунке 1 и 2



3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ШСНУ

3.1 Основные теоретические сведения

Более половины фонда (59,4%) действующих скважин России (примерно 16,1% всего объема добычи нефти) эксплуатируются штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) [1].

Перед другими механизированными способами добычи нефти ШСНУ имеют следующие преимущества:

· обладают высоким коэффициентом полезного действия;

· проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

· для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

· установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

· ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);

· малая подача насоса;

· ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных).

Условия использования ШСН: обводненность до 99%; температура рабочей среды ; массовая доля сероводорода глубина до 3,5 тысяч метров; дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких десятков тонн.

УШСН включает:

1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), привод, станция управления и устьевая арматура.

2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис.3.1).

Глубинная штанговая насосная установка (рис. 3.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или не вставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки [1].

Рис. 3.1. Схема установки ШСНУ:

1 - песочный фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - НКТ; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - сальниковое уплотнение; 7 - сальниковый шток; 8 - трубная подвеска; 9 - станок качалка; 10 - фундамент.

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде.

Все элементы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т. е. длины хода плунжера [2].

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2-4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода. Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.2, 3.3). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного. Насос НСВ-1 - вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противопесочным клапанами (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Насосы скважинные вставные:

1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах (рис. 3.3). НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Рис. 3.3. Насосы скважинные невставные:

1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 - ловитель.

В настоящее время выпускаются установки ШСН: СКБ80-3-40Т; СКС80-3-40Т; СКД78-3-4000; ОМ-2000.

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка P_max на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент M_{кр max} на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10^-2 кН·м) [1].

Исходные данные:



Таблица 3.1

Дебит по жидкости при ст. условиях ,	11
Обводненность продукции , доли ед.	0,8
Количество растворенного в нефти газа при ,	48
Глубина спуска насоса в скважину L	970
Объемный коэффициент на приеме насоса b	1,11
Газовый фактор Г,	48
Давление у приема насоса , МПа	5
Давление насыщения нефти газом , МПа	9,1
Доля азота в составе газа , %	10
Внутренний диаметр обсадной колонны , м	0,146
Наружный диаметр НКТ , м	0,073
Коэффициент сверхсжимаемости газа Z	1
Средняя температура в скважине T,К	312
Кинематическая вязкость жидкости ,	300
Плотность нефти при ст. условиях ,	790
Плотность воды ,	1030
Плотность газа при норм. условиях ,	1,2
Динамический уровень жидкости в скважине , м	480
Давление на выходе из насоса , МПа	7
Объемный коэффициент при P,T выкида насоса	1,12
Объемный коэффициент при	1,17
Длина плунжера насоса , м	1,2
Глубина скважины , м	1400
Пластовое давление , МПа	20
Давление на устье , МПа	0,91



3.2 Выбор оборудования ШГНУ и определение параметров работы насоса

скважина насосный штанговый

Графический метод основан на применении диаграмм А. Н. Адонина. При его применении необходимо знать дебит скважины Q в м³/сут и глубину спуска насоса L в м. Типоразмер станка-качалки и диаметр плунжера насоса определяем непосредственно по диаграмме А. Н. Адонина в точке пересечения проекций дебита и глубины спуска насоса (рис. 3.2) [4].

На пересечении проекций ( и находим станок- качалку СК4-2,1-1600, технические характеристики которого представлены в табл. 3.2, и диаметр плунжера насоса 28 мм. Это означает: грузоподъемность станка-качалки 4 т, максимальный ход- 2,1м, наибольший крутящий момент на валу редуктора - 1600 .

Рис.3.4. Диаграмма А.Н. Адонина для выбора оборудования штанговой насосной установки при использовании базовых моделей СК.

Таблица 3.2

Технические характеристики станка-качалки СК4-2,1-1600

Станок качалка	Длина хода штока, м	Кинематические размеры, м	Наибольший радиус кривошипа r	Габаритные размеры, м	Масса комплекта, кг
		Переднее плечо	Заднее плечо	Длина шатуна l	Радиус дальнего отверстия кривошипа R		Длина	Ширина	Высота
СК4-2,1-1600	0,9; 1,2; 1,5; 1,8; 2,1	2,1	1,5	1,8	1,2	0,72	5,9	1,7	4,8	6600

При небольших глубинах и дебитах целесообразно применять невставные насосы. Исходный наружный диаметр НКТ равен 73 мм (толщина стенки 5,5 мм), следовательно, выбранный насос НСН1-28, условный диаметр которого 28 мм. Характеристики данного насоса представлены в табл.3.3.

Таблица 3.3

Технические характеристики насоса НСВ1-В

Обозначение	Условный размер насоса, мм	Максимальная идеальная подача,	Максимальная длина хода плунжера, мм	Максимальная длина спуска, м
НСН1-28	28	8	900	1200

Выберем одноступенчатую колонну штанг из углеродистой стали, нормализованных при . Диаметр штанги составляет 16 мм, предельно допустимая глубина спуска насоса 970 м.

Геометрические и весовые характеристики насосной штанги, необходимые для дальнейших расчетов, приведены в табл.3.4.

Таблица 3.4

Геометрические и весовые характеристики насосных штанг

Показатель	Величина показателей для штанг диаметром, 16 мм
Площадь поперечного сечения,	2
Наружный диаметр муфты, мм	34
Вес 1 м штанги с муфтой в воздухе, Н	17,15

Число качаний балансира станка-качалки

Для приближенного определения режимных параметров работы насоса следует принять максимальную длину хода точки подвеса штанг для выбранного станка-качалки и найти необходимое число качаний по зависимости:

_(3.1)

где максимальное число качаний по характеристике станка-качалки, ;

фактический дебит скважины, ;

максимальная производительность насоса при работе на максимальных параметрах.

При длине хода число качаний:

Средняя масса одноступенчатой колонны штанг:



3.3 Определение нагрузок на головку балансира станка-качалки

Определение нагрузок производится по различным теориям, которые, в основном, делятся на две группы: статические и динамические. Согласно исследованиям А. Н. Адонина граница между статическим и динамическим режимами откачки находится в интервале (переходная зона) параметра Коши:

(3.2)

где a - скорость звука в штангах, м/с (для одноразмерной колонны а = 4600 м/с);

глубина спуска насоса в скважину, м;

угловая скорость вращения кривошипа.

В настоящее время применяют в основном режимы при м = 0,5.

Параметр Коши характеризует величину угла, на который успевает повернуться кривошип станка-качалки от начала упругого возмущения в колонне штанг, вызванного изменением направления движения головки балансира станка-качалки.

Определим параметр Коши:

Режим динамический, следовательно, формулы динамической теории дадут наиболее правильную нагрузку.

Площадь сечения плунжера:

Плотность жидкости:

(3.3)

где плотность нефти при ст. условиях, ;

плотность воды, ;

обводненность продукции.

Вес столба жидкости над плунжером:

(3.4)

где динамический уровень жидкости в скважине, м;

буферное давление в выкидной линии, Па.

Учитывая, что :

Коэффициент облегчения штанг в жидкости:

(3.5)

где плотность материала штанг.

Для СК4-2,1-1600 длина хода точки подвеса штанг , а число качаний

Фактор динамичности:

(3.6)

Вес штанг в воздухе:

(3.7)

где масса 1 м штанг с муфтой в воздухе, Н; длина ступени соответственно.

Максимальная нагрузка по статической теории (формула Муравьева И. М.):

(3.8)

Минимальная нагрузка будет, очевидно, при начале хода штанг вниз, когда вес жидкости не действует на штанги, а динамический фактор вычитается:

(3.9)

Определим нагрузки по формулам А. С. Вирновского.

Согласно исследованиям А. Н. Адонина они дают наилучшее совпадение с опытными результатами замеров нагрузки.

Вес колонны штанг в жидкости:

(3.10)

Вес столба жидкости в кольцевом пространстве:

(3.12)

где доли ступенчатой колонны штанг;

площадь поперечного сечения штанг,

Удлинение штанг от веса столба жидкости:

(3.13)

где модуль упругости материала штанг.

Площадь внутреннего канала труб:

(3.14)

Площадь сечения труб по металлу:

(3.15)

Коэффициент изменения сечения потока жидкости при переходе от насоса в трубы:

(3.16)

Коэффициент отношения площадей:

(3.17)

В табл. 3.5 представлены кинематические коэффициенты станка-качалки СК4-2,1-1600.

Таблица 3.5

Кинематические коэффициенты станка-качалки СК4-2,1-1600

Станок-качалка	Радиус кривошипа, м	Длина хода S, м
			Ход вверх	Ход вниз
СК4-2,1-1600	1	2,1	1,1	0,9	0,73	1,55

Максимальная нагрузка по формуле Вирновского А.С.:

(3.18)

Формула для минимальной нагрузки получается из предыдущей (3.18), если Р'_ж = 0, Р_ж = 0, а кинематические коэффициенты и заменить на аналогичные и при ходе штанг вниз и переменить у двух последних членов знаки на противоположные:

(3.19)



Упрощенные А. Н. Адониным формулы А. С. Вирновского можно использовать для широкого диапазона S_А < 5м; n =24 мин^-1, D < 93 мм:

(3.20)

(3.21)

Максимальная нагрузка на основе динамической теории по формуле И. А. Чарного:

(3.22)

где коэффициент, учитывающий вибрацию штанг;

Минимальная нагрузка:

(3.23)

нагрузка на основе динамической теории по эмпирической формуле А. Н. Адонина:

(3.24)

Где кинематический коэффициент, радиус кривошипа, м.

(3.25)

где длина шатуна, м; длина заднего плеча балансира, м.

Таким образом, принимая за основу нагрузку, рассчитанную по формулам А. С. Вирновского, можно сказать, что наиболее близкие значения по Рmax дают формулы А. Н. Адонина (-2670 Н) и упрощенная формула А. С. Вирновского ( - 5555 Н); по Рmin наиболее близкие значения дают упрощенная формула А. С. Вирновского (+2722 Н) и формула И. М. Муравьева (+5254 Н).

Оценивая трудоемкость расчетов, следует отметить, что для оценочных, приближенных расчетов следует пользоваться формулой для Р_max Муравьева И. М. и уточненной автором для Р_min, а для конструкторских или точных технологических расчетов следует пользоваться формулами А. С. Вирновского или А. Н. Адонина [6].

3.4 Определение длины хода плунжера штангового насоса

Длина хода плунжера с учетом действия статических сил

Давление столба жидкости над плунжером:

(3.26)

Средняя скорость подъема в трубах:

(3.27)

Число Рейнольдса:

(3.28)

Коэффициент гидравлического сопротивления:

(3.29)

Потери давления за счет сопротивления потоку жидкости в трубах:

(3.30)

Давление под плунжером, определяемое глубиной погружения насоса под динамический уровень и сопротивлением потоку жидкости в клапанах насоса и в фильтре (сопротивлением клапанов можно пренебречь):

(3.31)

Вес столба жидкости над плунжером:

(3.32)

Деформация штанг под действием перепада давления над и под плунжером при ходе вверх:

(3.33)

Деформация труб при ходе штанг вниз:

(3.34)

При ходе штанг вниз на них действует осевая сила, направленная вверх . Эта сила вызвана сопротивлением потоку жидкости в нагнетательном клапане и трением плунжера о цилиндр. Сила вызывает сжатие и продольный изгиб нижней части колонны штанг.

Если эти силы не уравновешиваются утяжеленным низом штанг, то соответствующая деформация штанг за счет силы сопротивления при ходе штанг вниз:

(3.35)

Длина сжатой части колонны:

(3.36)

Радиус спирали, по которой изогнута сжатая часть колонны:

Осевой момент инерции для штанг:

Осевая сила , следовательно, можно использовать формулу А. Лубинского для определения потерь хода за счет изгиба штанг:

(3.37)

Длина хода плунжера при действии статических сил:

(3.38)

Определение длины хода плунжера с учетом статических и динамических сил

Параметр Коши для одноступенчатой колонны штанг:

Константа трения обычно принимается равной



Если колонна штанг одноступенчатая, в вязкой жидкости:

3.5 Расчет производительности и определение коэффициента подачи ШГНУ

Производительность по элементарной теории Адонина определяется следующим образом:

(3.40)

Где коэффициент, учитывающий влияние инерции столба жидкости (для ).

Теоретическая производительность глубинно-насосной установки определяется по формуле:

(3.41)



Коэффициент подачи ШГНУ:

(3.42)

В настоящее время разработаны методики расчета коэффициента подачи ШГНУ, имеющие много меньшую погрешность, нежели расчет производительности по элементарной теории Адонина.

3.6 Выбор и расчет на прочность одноступенчатой колонны штанг

Определим максимальное и минимальное напряжения:

(3.43)

(3.44)

где максимальная и минимальная нагрузки по теории Вирновского, Н.

Амплитудное напряжение:

(3.45)

Приведенное напряжение:

(3.46)

По табл. 3.6 подбираем соответствующий материал для штанг так, чтобы

Таблица 3.6

Механические характеристики материала штанг

Марка стали	Предел текучести , МПа	Твердость по Бринелю, НВ	Допуск , МПа	Диаметр насосов, мм	Вид обработки штанг	Условия эксплуатации
111	320	217	70	28-95	Нормализация	Некоррозионные

Коэффициент запаса прочности штанг:

(3.47)



4. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ МЕТОДОМ ПОЭТМАНА-КАРПЕНТЕРА

Расчет производим «сверху - вниз». Расчет распределения давления ведется сначала на участке движения газожидкостного потока от до , а затем на участке однофазного течения от до [4].

Определим забойное давление:

(4.1)

Разбиваем общий диапазон изменения давления (-) на равные интервалы , величина которых должна быть равна:

(4.2)

Общее число интервалов:

(4.3)

Число задаваемых давлений N=9. Получим ряд давлений в сечениях колонны ниже устья:

(4.4)

где .

Значения давлений для каждого сечения приведены в таблице 4.1.

Температурный градиент потока:

(4.5)

где - средний геотермический градиент скважины, .

(4.6)

.

Температура на устье:

(4.7)

Температура потока , соответствующая заданным давлениям :

(4.8)

Значения температур потока для каждого сечения представлены в таблице 4.1.

Равновесное давление насыщения при :

(4.9)

Значения текущих равновесных давлений насыщения для каждого сечения представлены в таблице 4.1.

Приведенный к стандартным условиям удельный объем выделившегося газа:

(4.10)

где

; (4.11)

; (4.12)

; (4.13)

- относительная плотность газа по воздуху.

Приведем пример расчета для i=1:

Результаты расчета коэффициентов , , и удельного объема выделившегося газа для каждого сечения представлены в таблице 4.1.

Рассчитаем объемный коэффициент нефти при заданных термобарических условиях, предварительно определив коэффициенты и :

, (4.14)

;

, (4.15)

, (4.16)

Значения объемного коэффициента нефти для каждого сечения представлены в таблице 2.2.

Удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях:



(4.17)

Где , - давление и температура при нормальных условиях.

Результаты расчета удельных объемов газожидкостной смеси для каждого сечения представлены в таблице 4.1.

Удельная масса смеси, т.е. масса нефти, газа и воды, отнесенная к единице объема дегазированной нефти:

(4.18)

Идеальная плотность смеси определяется, как и принято в классической физике, из соотношения:

(4.19)

Результаты расчетов идеальной плотности смеси для каждого сечения представлены в таблице 4.1.

Корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (на трение и скольжение фаз):



(4.20)

(4.21)

Полный градиент давления в точках с заданными давлениями, меньшими чем :

(4.22)

Градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет равен:

Приведенная скорость жидкости в сечении колонны, где :

(4.23)

где - площадь поперечного сечения внутренней полости обсадной колонны, м².

Учитывая, что при объемный коэффициент нефти меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной на всем интервале однофазного потока.

Из формулы (3.28) найденное значение числа Рейнольдса из формулы (3.29) коэффициент гидравлического сопротивления

Градиенты давления в сечениях, где :

(4.24)

Для :

Для :

Вычислим . Результаты вычислений приведены в таблице 4.1.

Проводим численное интегрирование зависимости , в результате чего получаем распределение давления на участке НКТ, где происходит течение газожидкостного потока.

(4.25)

(4.26)

Приведем пример расчета:

;

;

Результаты расчетов приведены в таблице 4.1.

Из результатов расчета следует, что расчетный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет

Определяем длину участка однофазного потока. Так как этот участок мы не разбивали по шагам изменения давления, то его длина будет равна:

.

Полная расчетная длина колонны подъемных труб, на интервале которой давление изменяется от до , составит:

По результатам расчета строим профиль давления в рассматриваемой скважине (рис. 4.1).

Погрешность результата расчета:

Рис.4.1. Расчетный профиль давления в подъемной колонне.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В теоретической части данного курсового проекта были рассмотрены сепарационный эффект в жесткой замкнутой системе и эффект пульсации, связанные с разделением (сепарацией) взаимно нерастворимых флюидов различной плотности.

В практической (расчетной) части курсового проекта был произведен расчет распределения давления в рассматриваемой скважине по методу Поэтмана - Карпентера с построением соответствующего профиля давления. Также приведены расчеты основных технологических параметров эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками, являющимися одним из наиболее распространенных механизированных способов эксплуатации. Широкое применение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

· Возможность регулирования отбора скважинной продукции от долей до сотен кубических метров в сутки при приемлемых энергетических затратах;

· Простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

· Малое влияние физико-химических свойств пластовой жидкости на работу насоса [1].

В курсовом проекте подобраны: станок - качалка СК4-2,1-1600; невставной насос НСН1-28; одноступенчатая колонна штанг из углеродистой стали при (диаметр штанги 16 мм), а также подобраны различные параметры работы насоса.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для ВУЗов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с.: ил.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

3. Молчанов Г. В. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. 464 с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для вузов / И.Т. Мищенко [и др.]. - М.: Недра, 1984. - 272 с., ил.

5. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов [и др.]. - М.: Недра, 1983. 463 с.

6. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1983. - 510 с.

7. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие (курс лекций) / В. Ф. Сизов [и др.]. - Ставрополь: ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет», 2006. -156 с.

8. http://dpprom.com/d/45395/d/evn.pdf

Размещено на Allbest.ru

...