Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающий заданный отбор нефти

 

Так как  данные о зависимости плотности  нефти от давления (при различных  содержаниях растворенного газа)  отсутствуют, то можно принять линейную зависимость:

ρ _{ж =} ρ ₀ – рb₀

ρ ₀  = 845

b₀ =5,62

следовательно имеем:    ρ _{ж =} 845 – 5.62р,   ρ _г =Р∙10∙ρ _г0

Аналогично  предыдущему примем  линейную зависимость  между растворимостью газа  в  нефти и давлением, тогда коэффициент  растворимости

мПа

 
где 40∙840/1000=33,6 - газовый фактор

Таким образом, при заданном давлении р массовое количество поступающего вместе с нефтью растворенного газа  составит (в кг/сут):

Где плотность газа, 1,3 кг/м³

Секундный объемный расход жидкой фазы (в м³/с):

 
 

Секундный объемный расход (в м³/с) свободного газа, приведенный к атмосферному давлению и температуре 20⁰С:

 
 

При определении  секундного объемного расхода свободного газа, приведенного к заданному давлению, исходим из средней температуры  в колонне

u = р₀u₀Т/рТ₀

Где Т  – средняя температура потока

Определяем  общий градиент

Первое  слагаемое в этом выражении представляет собой отношение  .

Учитывая, что  при давлении 1 мПа составляет 839,38 кг/м³  , а плотность газа 13 кг/м³ , находим j ,  ρ_с .

Величина e  как известно, представляет собой общий градиент давления, выраженный в метрах столба жидкой фазы  на 1 м трубы.

l = 2 –  1/ 0.5(0.00726371+0.00623214)=148,19 м 

Параметр	Р, мПа
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
ρ ж , кг/м3	839,38	833,76	828,14	822,52	816,9	811,28	805,66	800,04	794,42
ρ г , кг/м3	13	26	39	52	65	78	91	104	117
u ∙ 103 ,	1,2	0,51	0,264	0,143	0,07	0,02094	0,014	0,0402	0,0769
q ∙ 103 ,	0,41	0,42	0,43	0,435	0,44	0,448	0,45	0,462	0,468
j	0,263	0,134	0,0755	0,04242	0,0207	0,00664	0,0045	0,01311	0,02005
ρс , кг/м3	621,8	725,37	768,51	789,83	801,29	806,41	802,42	790,908	780,84
e	0,74247	0,8712	0,929	0,961203	0,9809	0,9948916	0,99688	0,9895	0,984
,мПа/м	0,00623214	0,00726371	0,00769342	0,00790608	0,00801297	0,00807135	0,00803146	0,0079167	0,00781709
l ,м	-	148,19	133,72	128,21	125,64	124,34	124,2	125,41	127,11
L ,м	-	148,19	281,92	410,12	535,75	660,09	784,29	910,47	1037,58

 
 

 _{На  рисунке 11 графики распределения давления в колоннах по глубине скважины.} 

 
 
 
 
 
 
 
 

Расчет:

1. Исходя из данных по месторождениям для расчёта зависимости объёмного коэффициента нефти от давления и количества растворённого в нефти газа от давления.

Скорость  всплывания газовых пузырьков в жидкости у приёма насоса:

U_{0 г пр}= 0,02м/с при В < 0,5; U_{0 г пр}=0,17 м/с при В 0,5.

Определяем  дебит по формуле:

где Q_{ж пл}- планируемый дебит жидкости  по исходным данным

В     - объёмная обводнённость жидкости.

2. Для построения кривой распределения давления по стволу скважины необходимо определить забойное давление р_заб=?
3. Отсюда р_заб определяется по формуле:

р_пл-

р_заб=11,66 МПа.

После определения забойного давления строим кривую распределения  давления по стволу скважины (рис 1).

4. Глубину  спуска насоса выбираем, исходя  из оптимального давления на  приёме, примерно равного 3 МПа.  По графику находим, что при  L_н=281,92 м  р_пр= 3 МПа., эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.

5. По диаграмме А.Н. Адонина (IV.5) выбираем диаметр насоса, который для L_н=281,92м и Q_{ж пл} =30 м³/сут равен 68мм. По таблице IV.23 выбираем насос НСН2-68 (L_{max плун} =4500мм, Q_мах=235 м³/сут при n=10 ход/мин, L_{max сп}= 1600м, МПа^.с) пригодный для неосложнёных условий эксплуатации  с глубиной подвески не более 2200 м. Насос снабжён одним или двумя нагнетательными клапанами. При необходимости возможна установка клапанных узлов увеличенного проходного сечения. II группа посадки с зазором мкм (10^-4) в плунжерной паре. Расположение замка в верхней части насоса. Насос снабжён всасывающим и нагнетательным клапанами.
6. Колонна НКТ для насоса НСН2-68  в соответствии с таблицей IV.25 выбирается с условным диаметром 89 мм и толщиной стенки 6,5 мм. Для труб этого размера

D_{т н}=0,089м;

D_{т в}=0,076м ; f _тр= 16,8х10^-4 м².

7. Для давления р_пр определим объёмный коэффициент нефти:

количество  растворённого газа:

Расход  свободного газа:

Подачу  жидкости:

8. Вычисляем коэффициент сепарации газа и  трубный газовый фактор по формулам:

Трубный газовый фактор:

G_но = G₀-[Г₀-Г(Р_пр)]^. =40-[40-23,8]^.0,54=33,6

Очевидно, Г_но=G_но.

Новое давление насыщения  .

9. Определяем давление на выкиде насоса Р_вык.= 3,5 МПа (рис.1).

Определим среднюю плотность смеси в  колонне НКТ:

10. Определим максимальный перепад давления в  клапанах при движении через них продукции скважины. Согласно таблице  IV.1, (размеры клапанов скважинных штанговых насосов)

d_{кл в}=30 мм, d_{кл н}= 30мм.

Сначала определим расход смеси через  всасывающий клапан:

Далее определяем скорость движения смеси  в седле всасывающего клапана  и число Рейнольдса:

_.

По графику  рис. IV.1определяем коэффициент расхода всасывающего клапана при М_кл=0,3.

Далее определяем перепад давления на всасывающем клапане

После определения данных всасывающего клапана, производим расчёты в нагнетательном клапане:

Поскольку то 

_.

М_кл=0,3

Далее определяем перепад давления на нагнетательном клапане:

Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании р_всц, нагнетании р_нагнц, перепад давления, создаваемый насосом будут следующие:

11. После определения  давления в нагнетательном всасывающем  клапанах и цилиндре насоса произведём расчёт утечек в зазоре плунжерной пары по формуле (IV.38) вторым членом пренебрегаем:

Проверяем характер течения в зазоре:

это означает, что режим течения жидкости в  зазоре ламинарный.

12. Определим  коэффициент наполнения, установим предварительно Q_см(р_всц):

Проверяем условия р_всц < . Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения определяем в следующем порядке.

Коэффициент утечек:

Газовое число:

< . Следовательно, коэффициент наполнения определяется:

В расчёте  принято b_ж(р)= b_н(р);

Определим коэффициент наполнения также для  неравновесного характера процесса растворения газа:

Определим коэффициент наполнения также для  процесса неравновесного и при полной сегрегации фаз:

По формуле  И.М. Муравьёва:

Вероятные средние значения коэффициента наполнения и соответствующие максимальные абсолютные отклонения составят соответственно:

Следовательно, значение коэффициента наполнения насоса, определённые для различных схем процесса выделения и растворения  газа и сегрегации фаз, лежат в  довольно узком диапазоне значений: Погрешность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчётов принимаем .

Коэффициент учитывающий усадку нефти вычисляем по:

13. Определим  подачу насоса W_нас, обеспечивающую запланированный дебит нефти          при получившемся коэффициенте наполнения, по:

При известном  диаметре насоса можно определить необходимую  скорость откачки, пользуясь, например, формулой:

По диаграмме  А.Н. Адонина для заданного режима рекомендуется использовать станок-качалку 3СК3-0,75-400.

Следует ориентироваться на параметры станка СК3-0,75-400 для этого станка (sn_max=18 м/мин) по ГОСТ 5866-76.

Выбираем  s_пл=0,75 м; n=15 кач/мин или N=0,25 1/с.

14. При  выборе конструкции штанговой  колонны, вначале воспользуемся таблицами АзНИИ ДН. По табл.IV.8 для насоса диаметром 68 мм выбираем одноступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 ([ ) диаметром 22 мм. Выберем также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ и ГП.

Предварительно  установим значение следующих коэффициентов (необходимые размеры штанги):

Площадь плунжера насоса

Гидростатическая  нагрузка

Коэффициенты  динамичности при ходе вверх m_в и вниз m_н, а также плавучести штанг К_арх и вспомогательный множитель М устанавливаются по:

Сила  гидродинамического трения, действующая  на единицу длины колонны, рассчитывается по следующим формулам:

Далее определим силы сопротивлений, сосредоточенные у плунжера Р_{тр цл} по ниже формулам:

Вес «тяжелого  низа» принимаем равным сумме  сил сопротивления, сосредоточенных  у плунжера:

Оценим  необходимую длину «тяжелого  низа», если его выполнить из штанг диаметром 22 мм:

15. Рассчитаем  потери хода плунжера и длину  хода полированного штока:

Где - площадь поперечного сечения (по металлу) подъемных труб.

Критерий  динамичности для данного режима

,

Где скорость звука в колонне штанг.

Поскольку _кр= 0,14 то и длину хода полированного штока s можно определить по формуле:

Для дальнейших расчётов принимаем ближайшую стандартную длину хода станка-качалки 3СК2-1,05-400 S=1,05, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточнённое число качаний: