Шланговые насосные установки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Негосударственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА (№2)

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»

Вариант №20

Выполнил студент заочного отделения

3 курса группы 3Р12/2

Шумихин Виктор Владимирович

Ижевск 2015



1. Область применения, конструкция, основные характеристики невставных штанговых насосов

Скважинные штанговые насосы входят в состав штанговых насосных установок (рис.1) предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости с объемной обводненностью не более 99 %, с содержанием свободного газа на приеме насоса не более 25 %. Подача насоса составляет от 5,5 до 400 м³/сут. Глубина подвески насоса достигает 3500 м.

Рис. 1 Штанговая насосная установка: 1 -- станок-качалка; 2 -- полированный шток; 3 -- колонна штанг; 4 -- обсадная колонна; 5 -- насосно-компрессорные трубы; 6 -- цилиндр насоса; 7 -- плунжер насоса; 8 -- нагнетательный клапан; 9 -- всасывающий клапан

Скважинные штанговые насосы по конструкции делятся на две группы: невставные и вставные. Вставной насос спускают в скважину в собранном виде на насосных штангах и закрепляют при помощи специального замкового приспособления. Для смены вставного насоса достаточно поднять на поверхность только насосные штанги. Невставные (трубные) насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр насоса на НКТ, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами на штангах. Подъем этих насосов осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

Невставные насосы выпускаются под шифрами НСН1, НСН2, НСН2Т и НСНА. Основные детали и сборочные единицы насосов НСН1 и НСН2 унифицированы.

Насосы типа НСН1 (рис.2, а; табл.2) состоят из следующих сборочных единиц: цилиндра исполнения Ц1, Ц2 или ЦЗ, клапанов исполнения С1 или СЗ и плунжера исполнения П1 или П2. Насосы условного размера 43 и 55 мм укомплектованы клапанами СЗ, насосы типов НСН1-43-09-12 и НС HI-55-09-10 -- цилиндрами исполнения Ц2 и плунжерами исполнения П2. Цилиндрами Ц2 и плунжерами П1 укомплектованы насосы НСН1-43-09-09 и НС HI-55-09-08. К нижнему концу плунжера присоединен наконечник, а в верхнем конце установлен нагнетательный клапан. К клапану присоединяется шток, а к штоку -- колонна насосных штанг. Всасывающий клапан при помощи захватного устройства присоединяется к нижнему концу плунжера и при работе насоса сажается на седло конуса.

Длина штока обеспечивает длину хода плунжера с учетом запаса для подвешивания колонны насосных штанг.

При подъеме колонны насосных штанг извлекаются плунжер и подвешенный к нему всасывающий клапан насоса. Затем поднимается колонна труб с цилиндром насоса.

Насосы типа НСН2 изготавливают в двух исполнениях: 1-- с неразгруженными цилиндрами и 2 -- с термообработанной или азотированной втулкой.

Насос НСН2 исполнения 1 с неразгруженным цилиндром (рис.3,а) состоит из цилиндра исполнения С1, СЗ или С4 и плунжера исполнения П1 или П2. Нагнетательный клапан с ловителем установлен на нижнем конце плунжера. Всасывающий клапан со штоком ловителя устанавливается в седле конуса. На верхний конец плунжера насоса с условным диаметром 32 и 43 мм навернут шток с переводником. В насосах этого исполнения условия заполнения цилиндра улучшаются за счет того, что всасывающий клапан имеет большее проходное сечение, чем нагнетательные.

В скважину на колонне НКТ спускают цилиндр насоса, затем на колонне насосных штанг спускают плунжер со всасывающим клапаном и сажают на седло конуса цилиндра, после чего поворотом колонны штанг на один -два оборота против часовой стрелки отсоединяется клапан и плунжер поднимается на 300 мм.

Подъем насосов из скважины осуществляется в обратной последовательности. Поворотом колонны штанг по часовой стрелке ловят всасывающий клапан, поднимают колонну насосных штанг вместе с плунжером и всасывающим клапаном. При этом жидкость из полости колонны подъемных труб сливается в скважину через седло конуса, после чего поднимается колонна труб с цилиндром насоса.

Насос НСН2 исполнения 2 (рис.3,б) отличается от насоса исполнения 1 тем, что разгруженный, свободно стоящий цилиндр насоса собирают из азотированных втулок в кожухе вставных насосов. Цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте колонны подъемных труб при помощи переводника, а верхний конец его свободен, т. е. цилиндр разгружен.

Всасывающий клапан со штоком ловителя устанавливается седле конуса, подвешенном в муфте.

Принцип работы и технология спуско-подъемных операций насосов исполнений 1 и 2 идентичны.

Насосы типа НСН2Т (рис.3,в) состоят из цилиндра исполнения Ц1, клапанов исполнения С2 и плунжера исполнения П2. Они изготавливаются на базе насосов типа НСН2, отличаются тем, что вместо колонны насосных штанг плунжер наворачивается на полый шток с переводником, имеющим резьбу НКТ. Плунжер на верхнем конце имеет радиальные отверстия, соединяющие внутреннюю полость плунжера с полостью цилиндра.

После спуска цилиндра на колонне НКТ в скважину спускают плунжер с полым штоком и всасывающим клапаном на колонне полых штанг (НКТ диаметром 48 мм по ГОСТ 633--80).

При работе насоса откачиваемая жидкость поднимается по полым штангам со сравнительно большой скоростью, что не допускает осаждения механических примесей в полости насоса. Принципы действия насосов НСН-2Т и НСН-2 идентичны. Перед пуском насоса в работу необходимо заполнить водой колонну полых штанг и кольцевое пространство между колонной полых штанг и подъемными трубами.

Насосы типа НСНА предназначены для форсированного откачивания жидкости. Насос (см. рис.2,б) имеет цилиндр исполнения Ц1 для условных размеров 43 и 55 мм и Ц2 -- для условных размеров 68 и 93 мм, плунжер исполнения Ц2, клапаны С2 -- для насосов 43 и 55 мм, СЗ - для насосов 68 и 93 мм.

Насос НСНА отличается от других типов автоматическим сцепляющим устройством для слива жидкости, состоящим из захвата, закрепляемого на верхнем конце плунжера, и сцепа, расположенного на нижнем конце мерного штока. Сливное устройство устанавливается на верхнем конце цилиндра и имеет золотник с уплотнительными кольцами, установленный в корпусе со сливным отверстием.

Таблица 1

2. Отрицательное влияние песка на оборудование ШСНУ. Методы борьбы с песком

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 ё 20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Способы борьбы с песком:

Наиболее эффективный метод -- предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе -- уменьшением отбора жидкости.

При этом целесообразно обеспечить плановый запуск песочной скважины увеличением длины хода S, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 ё 25% от дебита).

Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Условия выноса по А.Н. Адонину,

.

где Vж -- скорость восходящего потока жидкости,

Vсв -- скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе (рис. 19.1).

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей -- не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно_песчано_солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По А.М. Пирвердяну, лучшими являются сетчатые фильтры с размером ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заклинивания) противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с карманом для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заклинивания) или сочетать с песочным якорем.

Рис. 19.1 Принципиальная схема песочного якоря прямого действия: 1- эксплуатационная колонна, 2 - слой накопившегося песка, 3-корпус, 4 -приемная труба, 5 - отверстия для ввода смеси в якорь

3. Принцип подбора УЭЦНМ к скважине

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН) предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах.

В зависимости от условий эксплуатации, т.е. от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, разработаны установки обычного исполнения (УЭЦН) и с повышенной коррозионной износостойкостью (УЭЦНК).

УЭЦН состоит из центробежного скважинного электронасосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос) и кабельной линии, спускаемых в скважину на НКТ, оборудование устья скважин и наземного электрооборудования: трансформатора и станцией управления.

В зависимости от поперечного габарита скважинного электронасосного агрегата установки подразделяют на следующие условные группы:

Группа УЭЦН	5	5А	6
Внутренний диаметр обсадной колонны мм, не менее	121.7	130	144.3

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости со следующей характеристикой

Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м3	до 1400
Температура откачиваемой жидкости, оС	не более 50-90
Максимальная объёмная доля свободного газа на входе в насос, %	25
Максимальная концентрация сероводорода, г/л	не более 0.01
Максимальная массовая концентрация твёрдых частиц, г/л	0.05
Водородный показатель пластовой воды	6-8.5

УЭЦНК применяют в жидкой среде с содержанием сероводорода в количестве 0.1-1.25 г/л и мех примесей до 0.1 г/л.

Основной принцип подбора установок скважинного центробежного электронасоса кнефтяной скважине состоит в обеспечении извлечения из скважины нормированного дебита при минимальных затратах.

Правильный выбор типоразмера установок обеспечивает оптимальный режим работы системы пласт-насос.

Наиболее сложной задачей при выборе установки является определение рационального типоразмера ЭЦН и глубины его погружения под динамический уровень.

При выборе УЭЦН в основном необходимо соблюдать следующий порядок выбора узлов:

* производительный выбор нескольких типоразмеров установок;

* определение глубины погружения насоса и его напора по условиям отбора нефти ;

* уточнение параметров насоса при вязкости откачиваемой смеси игазосодержанием, отличающихся от принятых выше;

* проверка насоса на возможность отбора тяжёлой жидкости после ремонта скважины;

* проверка нагрева двигателя и уточнение его типоразмера;

* проверка выбранного кабеля;

* проверка диаметрального габарита погружного агрегата и труб с кабелем;

* проверка параметров автотрансформатора и станций управления;

* сравнение экономических показателей первоначально принятых вариантов УЭЦН и выбор из них оптимального.

4. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками

Действие установок гидропоршневых насосов (УГПН), предназначенных для добычи жидкости из нефтяных скважин, основано на преобразовании энергии рабочей жидкости в возвратно-поступательное движение исполнительного механизма. Исполнительный механизм в виде поршневого насоса двойного или дифференциального действия расположен непосредственно в скважине, а силовое оборудование, сообщающее потенциальную и кинетическую энергию рабочей жидкости, - на дневной поверхности. Передача гидравлической энергии осуществляется, как правило, по внутреннему каналу труб.

Агрегат насосный гидропоршневой НГП-1

Область применения - добыча нефти из нефтяных скважин глубиной до 4000 м, дебит - 20…50 м3/сут. Седло (опора) насоса опускается в скважину на насоснокомпрессорных трубах (НКТ) диаметром 73 мм, а сам насос опускается и устанавливается в рабочее положение во внутренней полости НКТ посредством каната, который затем извлекается из скважины, т.е. для установки и подъема насоса нет необходимости демонтажа колонны НКТ. Для привода гидропоршневого насоса используется плунжерный насос, устанавливаемый на поверхности и подающий рабочую (силовую) жидкость по НКТ к гидропоршневому насосу. Откачиваемая нефть на поверхность подается по межтрубному (кольцевому) пространству между технической колонной и НКТ, которое в нижней части закрыто пакером, не допускающим утечки нефти. Рабочая жидкость гидропоршневого насоса - откачиваемая, предварительно очищенная от абразивных включений нефть.

Технические параметры

Давление P	320 кг/см2
Производительность Q	100 л/мин

Агрегат насосный гидропоршневой АНП

Предназначен для добычи продукции вертикальных и искривленных (вплоть до горизонтальных), глубоких и сверхглубоких, в том числе низкодебитных (до 5 т/сут), нефтяных скважин. Привод и управление скважинным насосом осуществляется рабочей жидкостью (РЖ), подаваемой из наземного источника.

Применение агрегата обеспечивает:

- наибольшую экологическую безопасность при механизированной добыче нефти;

- большой межремонтный период эксплуатации скважины (5-6 и более лет);

- простоту регулирования отбора продукции скважины;

- возможность замены насоса без подъема скважинного оборудования;

- подачу в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью;

- доступ на забой без подъема скважинного оборудования;

- проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизацию отбора жидкости;

- минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 т/сут;

- эксплуатацию скважин в осложненных условиях (высокая температура, высокое давление насыщения, большая вязкость, соле- и парафиноотложения, низкая проницаемость пласта и др.).

Технические характеристики насосного гидропоршневого АНП

Подача насоса, м3/сут	6...165
Расход рабочей жидкости, м3/сут	8...180
Давление рабочей жидкости, МПа, до	20
Давление на выкиде насоса, МПа, до	18
Число двойных ходов в минуту	2...50
Длина хода поршней, мм	800
Рабочий объем насоса, см3	2543
Рабочий объем гидродвигателя, см3	2462
Диаметр цилиндра, мм	44,5
Наружный диаметр насоса, мм	59
Длина насоса, мм	3710
Масса, кг	44,5

5. Принцип расчета лифта для газовых скважин

шланговый насос скважина лифт

Газовые скважины эксплуатируют пока только путем использования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.

Его определяют из условий выноса с забоя твердых и жидких частиц или обеспечения максимального устьевого давления (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубина спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит, в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчано-глинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается.

При заданном дебите скважины, используя закон газового состояния Менделеева -- Клапейрона.

В литературе имеются формулы для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц. Согласно опытным данным, минимальная скорость v_Kp выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5--10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность.

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из этих двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения.



Задача 1

Выбрать оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосными установками, становить режим работы ШСНУ.

Дано:

Расстояние от устья до отверстий фильтра Нф, м	2600
Пластовое давление Рпл, МПа	15,6
Забойное давление Рзаб, МПа	8,8
Давление насыщения Рнас, МПа	9,0
Устьевое давление Ру, МПа	1,2
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168
Коэффициент продуктивности К, т/сут МПа	21,4
Плотность нефти rн кг/м3	840
Плотность воды rв, кг/м3	1100
Обводненность продукции скважины nв, %	20

Решение:

Определим планируемый дебит скважины (при n = 1):

Q = K (Р_пл - Р_заб ) ⁿ = 21,4*(15,6 - 8,8) 146 т/сут.

Находим глубину спуска насоса:

L_(н) = Н_ф - (Р_заб - Р_пр.опт )*10⁶/ _ж g , м

где Р_пр.опт 2,5 МПа - оптимальное давление на приеме насоса;

_ж = _н + _в (n_в /(1- n_в )) /в + n_в /(1- n_в) = 840 + 1100*(0,2/0,8) / 1,12 +

+ (0,2/0,8) 815 кг/м³

L_(н) = 2600 - (8,8 - 2,5)*10⁶/ 815*9,81 = 1811 м

Определим необходимую объемную теоретическую подачу ШНУ (при кф.подачи _н = 0,8):

Q_об.т= Q / _ж * _н = 146/(0,815*0,8) = 223 м³ /сут

По диаграмме Адонина для найденных L_(н) и Q_об.т выбираем тип СК.

Принимаем: станок - качалка 9СК15-6-12000

грузоподъемность - 15 тонн;

длина хода - до 6,0 м;

макс. число качаний - 10 мин^-1

5. Определим необходимый диаметр плунжера насоса d _н

при S = 4,5 м и n = 10 мин^-1:

d _н = Q_об / (1130,4 S n _н ) = 223 / (1130,4*4,5*10*0,8) 70 мм

Выбираем тип насоса (по рек. А.М. Юрчук «Расчеты в добыче нефти»).

принимаем НСН-2-70-45-10 - насос скважинный невставной.

Техническая хар-ка:

условн. диаметр плунжера - 70 мм,

длина хода плунжера - до 4500 мм,

макс. теоретическая подача при n = 10 мин^-1 до 235 м³

Выбираем колонну НКТ для насоса НСН-2-70:

принимаем НКТ с условным диаметром 89мм и толщиной стенки 6,0мм

Выбираем конструкцию ШК:

по рекомендательным таблицам («Справочная книга по добыче нефти» под ред. Ш.К. Гиматуддинова) принимаем одноступенчатую колонну штанг.

Материал - легированная сталь марки 20НМ (никель-молибденовая), термообработка - нормализация, для средних условий работы при _пр = 70 90МПа.

Диаметр штанг: - 22мм;

9. Определим число качаний n при S = 4,5 м:

n = Q / (1440 _* F_{пл *} S _{* ж * н}) = 146 / (1440 _* (d²_н)/4 _* S _{* ж * н}) =

= 146000 / [1440*(3,14*0,070² / 4)*4,5*815*0,8] 9 мин^-1,

для обеспечения планируемой производительности ШНУ принимаем следующие параметры откачки:

S = 4,5м - длина хода устьевого штока;

n = 9 мин^-1 - число качаний балансира;

10. Определим мощность и тип электродвигателя для привода СК:

по формуле Д.В.Ефремова находим необходимую эффективную мощность электродвигателя

N_эф = 0,0000401_* (d²_н)_* S _{* ж *}n _* H^/ _* ((1- _{* ск})/ _{* ск} ) + _{н *} к, кВт

где = 0,9 - кпд насоса,

_ск = 0,82 - кпд СК,

_н = 0,8 - кф.подачи насоса,

к = 1,2 - кф. уравновешенности СК,

H^/ = Н_ф - Р_заб 10⁶/ _ж g + 10 м - высота подъема жидкости (расстояние от устья до динамического уровня);

H^/ = (Н_ф - Р_заб 10⁶/ _ж g ) + 10 м = 2600 - 8,8*10⁶/ 815*9,81 + 10 = 1489 м

N_эф = 0,0000401*(3,14*0,070²)*3,5*815*9*(10,9*0,82)/0,9*0,82) +0,8*1,2 32 кВт

N_ном - номинальная мощность ЭД должна быть больше чем N_эф, исходя из этого условия принимаем следующий тип электродвигателя:

АОП -84- 4 - асинхронный электродвигатель,

N_ном - 40 кВт,

кпд - 90%.

Задача 2

Подобрать расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса. Определить удельный расход электроэнергии при ее работе.

Дано:

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м	2600
Пластовое давление Рпл, МПа	15,6
Забойное давление Рзаб, МПа	8,8
Давление насыщения Рнас, МПа	9,0
Устьевое давление Ру, МПа	1,2
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168
Коэффициент продуктивности К, m/сут. МПа	21,4
Плотность нефти rн кг/м3	840
Плотность воды rв, кг/м3	1100
Обводненности nв, %	20

Решение:

Определим планируемый дебит скважины (при n = 1):

Q = K (Р_пл - Р_заб ) ⁿ = 21,4*(15,6 - 8,8) 146 т/сут.

Выбираем диаметр НКТ.

Диаметр НКТ определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине (с учетом соединит. муфт) вместе с кабелем и агрегатом. Принимаем трубы с d_нкт = 73 мм.

3. Определим глубину спуска насоса из условия обеспечения оптимального давления на приёме насоса - Р_пр.опт

Ропт = 3,0...4,0 МПа при n_в < 50%.

принимаем Р_пр.опт = 3,0 МПа

определим L_н: L_(н) = Н_ф - (Р_заб - Р_пр.опт ) 10⁶/ _ж g , м

где _ж - плотность водонефтяной смеси,

_ж = _н + _в (n_в /(1- n_в )) /в + n_в /(1- n_в) = 840 + 1100*(0,2/0,8) / 1,12 +

+ (0,2/0,8) 815 кг/м³

L_(н) = 2600 - (8,8 - 3,0)*10⁶/ 815*9,81 = 1875 м

Выбираем тип насоса:

а) определим необходимое давление насоса, равное потерям давления в скважине

Р_н = L_{(н) ж} g 10^-6 + Р_у+ Р_тр - Н_{г ж} g 10^-6 - Р_пр.опт, МПа

Р_тр 0,5 МПа - потери давления на преодоление сил гидродинамического трения

Н_г = 0,1575 d_в * Г_о (1 - ³ Р_у / Р_нас )* (1 - n_в ), м

d_в = 62 мм - внутренний диаметр НКТ с d_у = 73 мм

Н_г = 0,1575*62*60* (1 - ³ 1,0 / 9,0 )*(1,2 - 0,2) 330 м

Р_н = 1875*815*9,81*10^-6 + 0,9 + 0,5 - 330*815*9,81*10^-6 - 3,0 ? 10,8 МПа

б) определим требуемый напор насоса

Н^т = (Р_н 10⁶) / _в g = 10,8*10⁶/ 1000*9,81 = 1100 м вод. столба

в) определим группу насоса, диаметр насоса в зависимости от диаметра экспл. колонны:

для ЭК с D_эк = 168мм (D_в= 144,3 мм)

группа насоса - 5А;

максимальный диаметр насоса - 137 мм;

г) выбираем тип ЭЦН:

находим Q_об - объемный теоретический дебит

Q_об = Q / _ж = 146000/815 = 180 м³/сут

из условия Н_н Н^т и найденному значению Q_об принимаем

УЭЦН 5А - 180 - 1200

подача (на воде): 200 м³/ сут,

напор: 1200 м ст. воды,

кпд: 65%

Согласно комплектности поставки выбираем тип погружного эл. двигателя, гидрозащиту, трансформатор, кабель, станцию управления:

электродвигатель: ПЭД 63-117

тех. характеристика: ном. мощность - 63 кВт,

частота вращения - 2850 об/мин,

кпд - 82%.

Трансформатор: ТМПН 250/3 - трансформатор масляный, трехфазный, мощность - 250 кВА,

Кабель: КПБП 3х16 плоский, число жил - 3, сечение жилы - 16 мм.

Управление: устройство комплектное КУПНА-79

Гидрозащита: типа 1Г (маловязкое масло), протектор + компенсатор

Проверяем соответствие мощности ПЭД условиям откачки:

находим N_эф - требуемую эффективную мощность ПЭД

N_эф = (Q_об * Н^т * _ж g 10^-3) / _н = (180*1100*815*9,81*10^-3) / 65 ? 24,3 кВт

условие N_н N_эф выполняется мощность выбранного ПЭД удовлетворяет условиям откачки

Определим необходимую длину кабеля:

L_к = L_н + 10м = 1875 + 10 = 1885 м,

10м - расстояние от устья скважины до промежуточной клеммной коробки

Проверяем возможность спуска агрегата в скважину:

сравнивая диаметры УЭЦН и экспл. колонны (d_а = 117мм D_{эк.внут} = 144,3мм) делаем заключение о возможности спуска агрегата в экспл. колонну с D_эк = 168мм.

9. Результаты расчетов сведем в таблицу

тип насоса	Qоб. ном.	Нн	тип ПЭД	гидро- защита	кабель	транс- форматор	станция управл.
УЭЦН 5А - 180 - 1200	180 м3/ сут	1200 м ст.воды	ПЭД 63-117	1Г (мало-вязкое масло)	КПБП 3х16мм	ТМПН 250/3	КУПНА 79

Задача 3

Данные:

Плотность газа г, кг /м3	1,06
Глубина скважины НС, м	2500
Вязкость газа г, Па*с	1,4*10-5
Забойное давление Рзаб, МПа	39
Устьевое давление Ру, МПа	31,13
Дебит газовой скважины Vг м3 / сут	1,5*103
Температура на забое Тз, К	337
Температура на устье Ту, К	303
Коэффициент сверхжимаемости, Z	0,8
Диаметр твердых частиц dт, м	0,01

Решение:

1. Расчет выноса твердых частиц.

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.

Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб v_Г.

Основное условие выноса следующее:

v_Г = 1,2v _кp,

где v _кp - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

Расчет выноса твердых частиц

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Выделяют три режима течения:

ламинарный Re < 2 или Аr <36;

переходный 2 < Re <500 или 36<Ar< 83 000;

турбулентный Re > 500 или Ar > 83000.

где Re - параметр Рейнольдса

Ar - параметр Архимеда

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

- ламинарный режим

- переходный режим

- турбулентный режим

где - плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³

_т - плотность твердых частиц, кг/м³.

- динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па*с.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса

Re = v _кpт d_т с_г /_г

или параметром Архимеда

Ar = d_т³ _г g(_т - _г)/_г

где d_T - диаметр твердой частицы, м;

с_т - плотность твердых частиц, кг/м³. (для расчетов принимаем 2000 кг/м³)

Для заданных условий:

Аr = 0,01³ *1,06*9,81*(2000-1,06)/(1,4*10^-5)² = 10605192

Так как Аr = 10605192 > 83000, то режим течения турбулентный, а критическая скорость рассчитывается как:

_крт = 5,46*0,01*(2000-1,06)/1,06 = 23,7 м/с.

По формуле v_Г = 1,2v _кp,

рассчитываем:

v_г = 1,2*23,7 = 28,44м/с.

Внутренний диаметр (в м) подъемника:

где V г - дебит газа, тыс. м³/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d_вн округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

d_вн= 0,1108 0,05 м.

Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм;

внутренний диаметр d_вн = 0,0503 м.

2. Расчет выноса жидких капель.

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя скважины:

где р_заб - забойное давление, МПа.

_крж= 16,47 (45 -0,0455 • 39) ^0,25 7,0 м/с.

Рассчитываем: v_Г = 1,2*7,0 = 8,4 м/с

d_вн= 0,1108 ? 0,23 м.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Учитывая, что 0,05 < 0,23, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 60 мм, d_вн = 0,0503 м.

3. Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах.

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр:

где - коэффициент гидравлических сопротивлений (сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 62мм значения колеблется в пределах 0,01 - 0,02 и при расчётах принимают равным 0,014);

z ср - средний коэффициент сжимаемости газа (при r ср и Т ср);

Т ср - средняя температура в скважине, К;

Vг - дебит газа, тыс. м³/сут;

Ру - давление на устье скважины, Па;

s - показатель степени

s = [0,03415*2500*(31,13+39)/2] / [(337+303)/ln(337/303)] 0,22

d_вн= ⁵ 1,325*10^-12 *0,014*0,64*36214620,6*2250000*(1,55-1) /

/ (1521 - 969,08*1,55) 0,048 м.

Учитывая, что 0,05 0,048, оставляем выбранный ранее диаметр подъемника 60 мм, d_вн = 0,0503 м.



Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.Недра, 1990.

2. Справочная книга по добыче нефти / Под ред.Ш.К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.

3. «Расчеты в добыче нефти», А.М. Юрчук, А.З. Истомин. М. Недра, 1979.

4. «Спутник нефтяника и газовика», Н.Г.Середа и др. М. Недра, 1986.

Размещено на Allbest.ru

...