дипломная работа тэнгс сд. Кафедра теоретической и прикладной механики бакалаврская работа тема работы Расчет установок электроприводных центробежных насосов (уэцн) для добычи нефти
 Скачать 2.33 Mb.
|
|
2. Расчетная часть Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к используемой скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, происходит не доотбор жидкости или осуществляется работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент делается упорна более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие снижаются затраты на подъем жидкости. Этого можно добиться, применяя центробежные УЭЦН вместо ШСН, так как центробежные насосы имеют большой межремонтный период. Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные) Длинна скважины L, м – 2200; 2) Глубина залегания пластам) Внешний диаметр обсадной колонныD к , мм – 144,3; 4) Требуемый дебит скважины пл, м 3 /сут. – 270; 5) Плотность газожидкостной смеси см, кг/м 3 – 880; 6) Кинематическая вязкость нефти, мс – 2,2∙10 6 ; 7) Пластовое давление, Р пл , МПа – 15; 8) Давление насыщения, Р нас , МПа – 9; 9) Буферное давление, Р б , МПа – 0,7; 10) Затрубное давление, Р з , МПа – 1,2; 11) Коэффициент продуктивности скважины K прод ,м 3 /МПа∙сут. – 48 12) Объемный коэффициент нефти B – 1,15; 13) Обводенность продукции скважины n– 0,35; 14) Газовый фактор G, 70 мм 15) Предельно-допустимое газосодержание на приеме насоса, Г – 0,1; 16) Температура газожидкостной смеси в пласте Т пл , С – 70; 32 17) Температурный градиент Т, См – 0,02; 18) Содержание механических примесей, гл – нет 19) Содержание сероводорода и углекислого газа, гл – до 0,01; 20) Состояние скважины – запуск. 2.1. Подбор УЭЦН 1. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины 𝑃 заб = 𝑃 пл − 𝑄 𝐾 прод = 15 ∙ 10 6 − 270 48 ∙ 10 −6 = 9,375 ∙ 10 7 Па, (1) гдеР пл - пластовое давление Q -заданный дебит скважины; K прод - коэффициент продуктивности скважины. 2. Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости 𝐻 дин.верт = 𝐻 скв − 𝑃 заб − 𝑃 затр 𝜌 ∙ 𝑔 = 1700 − 9,375 ∙ 10 7 − 1,2 ∙ 10 6 880 ∙ 9,81 = 753,03 м. (2) где,𝐻 дин.верт = 9,375 ∙ 10 7 − динамический уровень по вертикали, м; 𝐻 скв = 1700 − глубина залегания пласта по вертикали, м; 𝑃 заб = 9,375 ∙ 10 7 − оптимальное забойное давление, Па = 880 − удельный вес газожидкостной смеси, кг/м 3 А) Определяем среднее значение соsα-угла отклонения ствола скважины от вертикали 𝑐𝑜𝑠 𝛼 = 𝐻 скв 𝐿 скв = 1700 2200 = 0,773, (3) 33 где, 𝐻 скв = 1700 − глубина залегания пласта по вертикали, м; 𝐿 скв = 2200 − длина скважины, м. Б) Определяем динамический уровень в стволе скважины: 𝐻 дин = 𝐻 дин.верт 𝑐𝑜𝑠 𝛼 = 753,03 0,773 = 974,51 м, (4) где𝐻 дин.верт = 9,375 ∙ 10 7 − динамический уровень по вертикали, м; соsα= 0,773 − угол отклонения ствола скважины от вертикали. Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона пр 1 − Г ∙ нас 1 − 0,1 ∙ 10 ∙ 10 6 = 9 ∙ 10 6 Па, (где Г – предельно-допустимое газосодержание на приеме насоса, P нас – давление насыщения, Па. Определение глубины подвески насоса осуществляем по формуле 𝐿 подв = 𝐻 дин + 𝑃 пр 𝜌 ∙ 𝑔 = 974,51 − 9 ∙ 10 6 880 ∙ 9,81 = 2017 м, (6) 1. Температура пластовой жидкости на приеме насоса определяется как 𝑇 = пл 𝐿 скв − 𝐿 подв ∙ 𝐺 𝑇 = 70 − 1700 − 2017 ∙ 0,02 = 66,341 ℃, (7) гдеT пл - пластовая температура; G т - температурный градиент. Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос 34 об 𝑛 + 1 − 𝑛 ∙ 1 + 𝐵 − 1 ∙ 𝑃 пр 𝑃 нас = 0,35 + + 1 − 0,35 ∙ 1 + 1,15 − 1 ∙ 9 ∙ 10 6 10 ∙ 10 6 = 1,092, (где об -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения - объемнаяобводненность продукции; P пр - давление на входе в насос; P нас - давление насыщения. Вычисляем дебит жидкости на входе в насос проб м 3 сут. , (9) 4. Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос пр 𝐺 ∙ 1 − 𝑃 пр 𝑃 нас = 70 ∙ 9 ∙ 10 6 10 ∙ 10 6 = 7 мм, (где- газовый фактор. Расчет газосодержания на входе насоса осуществляется по формуле 𝛽 вх = 1 1 + проб пр+ 1 = 1 1 + 9 ∙ 1,092 7 + 1 = 0,391; (11) 6. Определение расхода газа на входе насоса 𝑄 г.пр = 𝑄 пр ∙ 𝛽 вх 1 − 𝛽 вх = 294,974 ∙ 0,391 1 − 0,391 = 189 м 3 сут ; (12) 7. Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос 35 Для того чтобы рассчитать приведенную скорость газа, нужно определить площадь сечения кольца, образованная внешним диаметром корпусной трубы (d нас) насоса и внутренним диаметром обсадной колонны (D вн ): 𝑓 скв = 𝜋 4 ∙ 𝐷 вн ∙ 10 −3 2 − нас 10 −3 2 = = 𝜋 4 ∙ 144,3 ∙ 10 −3 2 − 114 ∙ 10 −3 2 = 6,147 ∙ м (13) 𝐶 г = 𝑄 г.пр 𝑓 скв = 1,686 ∙ 10 −3 6,147 ∙ 10 −3 = 0,274 мс, (где кв - площадь сечения скважины на приеме насоса. Определение истинного газосодержания на входе в насос 𝜑 = 𝛽 вх 1 + 𝐶 п 𝐶 г ∙ 𝛽 вх = 0,391 1 + 0,02 0,274 ∙ 0,391 = 0,38, (15) гдеС п – скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины, М С 9. Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса г нас 1 1 − 0,4 ∙ φ − 1 = 10 ∙ 10 6 ∙ 1 1 − 0,4 ∙ 0,38 − 1 = = 1,791 ∙ 10 6 Па (16) 10. Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины Для расчета работы газа необходимо знать объемное количество свободного газа на устье, объемный коэффициент жидкости, а также газосодержание и истинное газосодержание у устья скважины. А) Определение объемного количества газа на устье 36 пр G ∙ 1 − P б P нас = 70 ∙ 1 − 0,7 ∙ 10 6 10 ∙ 10 6 = 65,1; (17) Б) Объемный коэффициент жидкости у устья: 𝐵 об.буф = 𝑛 + 1 − 𝑛 ∙ 1 + 𝐵 − 1 ∙ 𝑃 б 𝑃 нас = 0,35 + + 1 − 0.35 ∙ 1 + 1.15 − 1 ∙ 0.7 ∙ 10 6 10 ∙ 10 6 = 1,026; (В) Газосодержание у устья скважины: β буф = 1 1 + б ∙ B об.буф G буф + 1 = 1 1 + 0,7 ∙ 1,023 65,1 + 1 = 0,974; (19) Г) Истинное газосодержание у устья скважины буф + 𝐶 п 𝐶 г ∙ буф 1 + 0,02 0,274 ∙ 0,974 = 0,909; 20 Д) Расчѐт работы газа: 𝑃 г2 = нас 1 1 − 0,4 ∙ буф 1 = 10 ∙ 10 6 ∙ 1 1 − 0,4 ∙ 0,909 − 1 = = 5,717 ∙ 10 6 Па (Величины с индексом буф относятся к сечению устья скважины и являются буферными давлением, газосодержанием и т.д. 11. Определяем потребное давление насоса 𝑃 = 𝜌 ∙ 𝑔 ∙ 𝐿 подв + б г г 880 ∙ 9,81 ∙ 2017 + 0,7 ∙ 10 6 − −1,791 ∙ 10 6 − 5,717 ∙ 10 6 = 1,141 ∙ 10 7 Па, (22) 37 гдеL дин - глубина расположения динамического уровня Р буф - буферное давление; P г1 -давление работы газа на участвке "забой-прием насоса"; P г2 -давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины. 12. Определение требуемого напора насоса 𝐻 тр = 𝑃 𝜌 ∙ 𝑔 = 1,141 ∙ 10 7 880 ∙ 9.81 = 1321 м (23) 13. Выбор насоса В соответствии с величинами требуемого напора и требуемой подачи, а также диаметра обсадной колонны произведем выбор погружного электроцентробежного насоса = 270 м 3 сут 𝐻 тр = 1321 м 𝐷 вн = 144,3 мм ЭЦН6-250-1400 Основные технические показатели выбранного насоса (для оптимального режима на воде): Подача 𝑄 ов = 250 м 3 сут Напор 𝐻 хар = 1385 м Коэффициент полезного действия 𝜂 = Количество ступеней выбранного насоса ст 183 38 14. Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики 𝐾 𝑄𝜈 = 1 − 4,95 ∙ 𝜈 0,85 𝑄 ов 0,57 = 1 − 4,95 ∙ 0,022 0,85 250 0,57 = 0,992, (24) где - эффективная вязкость смеси; Q оВ - оптимальная подача насоса на воде. Вычисляем коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости 𝐾 𝜂𝜈 = 1 − 1,95 ∙ 𝜈 0,4 𝑄 ов 0,27 = 1 − 1,95 ∙ 0,022 0,4 250 0,27 = 0,905. (25) 16. Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос С 1 + 6,02 ∙ 𝑄 пр 𝑓 скв = 1 1 + 6,02 ∙ 294,974 3600 ∙ 24 ∙ 6,147 ∙ 10 −3 = 0,23, (26) где скв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса. Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос 𝑞 пров 250 = 1,18, (27) гдеQ оB – подача в оптимальном режиме по водяной характеристики насоса. 18. Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса 𝑞 пр = 𝑄 пр 𝑄 ов ∙ 𝐾 𝑄𝜈 = 294,974 250 ∙ 0,992 = 1,19; (28) 19. Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации: 𝛽 пр = 𝛽 вх ∙ 1 − 𝐾 с 𝛽 вх ∙ 1 − спр. Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости 39 𝐾 𝐻𝜈 = 1 − 1,07 ∙ 𝜈 0,6 ∙ пров 1 − 1,07 ∙ 0,22 0,6 ∙ 1,19 250 0,57 = 0,994; (30) 21. Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа 𝐾 = 1 − пр 0,85 − 0,31 ∙ пр − 1,018 ∙ 10 −3 0,85 − 0,31 ∙ 1,19 0,017 = 1,012 , (31) где = 1 15,4−19,2∙𝑞 пр +(6,8∙𝑞 пр ) 2 = 1 15,4−19,2∙1,19+(6,8∙1,19) 2 = 0,017; (32) 22. Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме 𝐻 опт.реж. = 𝑃 𝜌 ∙ 𝑔 ∙ 𝐾 ∙ 𝐾 𝐻𝜈 = 1141 ∙ 10 7 880 ∙ 9,81 ∙ 1,012 ∙ 0,994 = 1313 м (33) 23. Определение необходимого числа ступеней насоса А) Напор одной ступени выбранного насоса: ст = 𝐻 хар 𝑍 ст = 1385 229 = 6,048 м, 34) где ст – количество ступеней выбранного насоса. Б) Необходимое число ступеней = 𝐻 опт.реж. ст = 954,889 6,23 = 217,13; (35) Принимаем число ступеней 218. Стандартное число ступеней превышает расчетное менее чем на 10%, следовательно убирать ступени нет необходимости. 24. Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы н 0,8 ∙ 𝐾 𝜂𝜈 ∙ 𝐾 ∙ 𝜂 = 0,8 ∙ 0,905 ∙ 1,012 ∙ 0,62 = 0,567; (36) 25. Определяем мощность насоса нас ∙ 𝑄 𝜂 𝐻 ∙ 24 ∙ 3600 = 8,293 ∙ 10 6 ∙ 270 0,567 ∙ 24 ∙ 3600 = 6,282 ∙ 10 4 Вт (37) 26. Определяем мощность погружного двигателя 40 𝑁 пэд = 𝑁 нас 𝜂 пэд = 45680 0,85 = 7,74 ∙ 10 3 Вт, (38) гдеη пэд − коэффициент полезного действия электродвигателя. 27. В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями. При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту жидкость из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора. При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем. Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины гл гл 𝑔 ∙ 𝐿 подв + 𝑃 заб + б пл 1,1 ∙ 10 3 ∙ 9,81 ∙ 1,657 ∙ 10 3 + 0,7 ∙ 10 6 + +9,375 ∙ 10 6 − 15 ∙ 10 6 = 1,295 ∙ 10 7 Па, (39) где гл - плотность жидкости глушения = кг м 29. Вычисляем напор насоса при освоении скважины 𝐻 гл = 𝑃 гл 𝜌 гл ∙ 𝑔 = 1,295 ∙ 10 7 1,1 ∙ 10 3 ∙ 9,81 = 1,2 ∙ 10 3 ; (40) 30. Определяем мощность насоса при освоении скважины 41 𝑁 гл = 𝑃 гл∙ 𝑄 пр 𝜂 н = 1,295 ∙ 10 7 ∙ 3,414 ∙ 10 −3 0,567 = 7,792 ∙ 10 Вт (41) 31. Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины N пэд.гл = N гл η пэд = 7,792 ∙ 10 4 0,85 = 9,167 ∙ 10 Вт (42) Делаем вывод, что данный насос подходит для работы с тяжелой жидкостью. 2.2. Выбор погружного электродвигателя В соответствии с определенными величинами мощностей, потребляемых насосом в режиме добычи пластового флюида и при освоении, атак же диаметром обсадной колонны выбираем электродвигатель ПЭД90- 117. ПЭД90-117М Технические показатели выбранного электродвигателя: Мощность 𝑁 пэд.х = 90КВт Рабочее напряжение раб 2000В Рабочая сила тока раб 38,7А КПД 𝜂 пэд.х = Диаметр корпуса корп 117мм Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны вместе установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости 42 𝑊 = 𝑄 24 ∙ 3600 ∙ 𝐹 = 270 24 ∙ 3600 ∙ 5,6 ∙ 10 −4 = 0,558 мс, (где = 0,785 (D 2 - d 2 ) - площадь кольцевого сечения, 𝐷 вн -внутренний диаметр обсадной колонны, 𝑑 пэд -внешний диаметр ПЭД = м = 0,785 𝐷 вн 2 − 𝑑 пэд 2 = 0,785 144,3 2 − 103 2 = 5,6 ∙ м, 44 𝑊 ≥ мин (45) 0,558 ≥ 0,23 Условие выполняется. Выбор кабеля, трансформатора и определение эксплуатационных параметров УЭЦН Выбор кабеля осуществляется) Определяем сечение жилы кабеля 𝑆 раб 5 = 7,74 мм, (46) где𝐼 раб − номинальный ток выбранного электродвигателя = А − плотность рабочего тока в кабеле = 5 А мм 2 ; 2) Определяем потери мощности в кабеле 𝑅 = меди 1 + 𝛼𝑇 ∙ 𝑇 − 𝑇 20 ∙ 1 𝑆 = 0,01750 ∙ 1 + 0,004 ∙ 69,085 − 20 ∙ 1 6,45 = 2,705 ∙ Ом м, (где 𝛼𝑇 − температурный коэффициент для меди 0,004, 43 𝜌 меди −удельное сопротивление меди Ом ∙ мм 2 м , 𝑇- температура на заборе у приема насоса С С) Общая длинна кабеля определяется как к 𝐿 подв + 100 = 1,757 ∙ 10 м, краб кВт (Возьмем кабель КПБК Максимальные наружные размеры, мм – Номинальная строительная длинам Расчетная масса, кг – Рабочее напряжение, В – 2500 Выбор трансформатора 1) Мощность трансформатора: 𝑃 тр = ∆𝑃 к + 𝑁 пэд.х ∙ 10 3 𝜂 пэд.х = 1,111 ∙ 10 Вт (50) 2) Для определения величины напряжения во вторичной обмотке трансформатора найдем величину падения напряжения в кабеле: Активное удельное сопротивление на 1 км кабеля кОм км = 3 ∙ 𝑅 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝑋 0 ∙ 𝑠𝑖𝑛𝜑 ∙ раб кВ где 𝑋 0 − индуктивное удельное сопротивление кабеля = 0,1 ∙ 10 −3 Ом м коэффициент мощности электродвигателя = 0,75, 𝑠𝑖𝑛𝜑 коэффициент реактивной мощности = 1 − 𝑐𝑜𝑠𝜑 2 = Напряжение на вторичной обмотке трансформатора должно быть равно сумме напряжения электродвигателя и величины потерь напряжения в кабеле. 𝑈 тр = раб+ ∆𝑈 = 2000 + 294 = 2,247 ∙ 10 В. (Выбор насосно-компрессорных труб Диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) определяется их пропускной способностью и возможностью совместного размещения в скважине труб с муфтами, насоса и круглого кабеля. Выбирается диаметр НКТ по дебиту скважины, исходя из условия, что средняя скорость потока в трубах должна быть в пределах 1,2 ÷ 1,6 мс, причем меньшее значение берется для малых дебитов. 1) Площадь внутреннего канала НКТ: 𝐹 вк = 𝑄 24 ∙ 3600 ∙ 86400 ∙ 𝑉 ср = 3,617 ∙ м, (где 𝑉 ср - средняя скорость потока в трубах = мс) Находим внутренний диаметр НКТ: 𝑑 вн = 𝐹 вк ∙ 10 4 0,785 = 3,617 ∙ 10 −8 ∙ 10 4 0,785 = м (Примем ближайшее значение 𝐷 нкт = 26,7 мм) Корректируем среднюю скорость потока в трубах 45 𝐹 вк1 = 𝜋 ∙ 𝐷 нкт 2 4 = 3,14 ∙ 0,0267 2 4 = 3,365 ∙ м, (55) где𝐷 нкт - внутренний диаметр выбранной НКТ = 0,02 м 𝑉 ср1 = 𝑄 24 ∙ 3600 ∙ 86400 ∙ 𝐹 вк1 = 1,075 ∙ мс (По полученным данным выбираем трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой: Условный диаметр – Внутренний диаметр D, мм – Толщина стенки S, мм – Наружный диаметр муфты м, мм – Масса, кг/м – Высота резьбы h, мм – Длинна резьбы с полным профилем L, мм – Наружный диаметр высаженной части в, мм – 33,4 2.5. Освоение скважины методом свабирования Освоение скважины заключается в снижении уровня жидкости в скважине поршнем (свабом). Снижение выполняется путем последовательного выноса на поверхность объемов жидкости над поршнем. Объем захватываемой порции флюида определяется глубиной погружения сваба подуровень жидкости, что, в свою очередь, диктуется характеристиками грузонесущего троса (кабеля) и манжеты сваба. Параметрами, определяющими ход работ, являются проектная глубина снижения и объем извлеченной жидкости. При использовании автономной 46 регистрирующей аппаратуры возможно выполнение гидродинамических исследований в процессе свабирования. Рисунок 7 - Метод свабирования Определение нагрузки, действующей на канат в точке подвески каната над устьем скважины: Вес жидкости: 𝑃 ж = погр ∙ 𝜋 ∙ 𝑑 нкт.вн ∙ 𝑔 ∙ ж ∙ 3,14 ∙ 20,7 ∙ 10 −3 2 ∙ 9,81 ∙ 880 4 = = Н (57) 1) Вес каната над жидкостью 47 𝑃 кан = 𝐻 ст ∙ 𝜋 ∙ канкан 𝜌 кан 4 = = 239 ∙ 3,14 ∙ 15 ∙ 10 −3 2 ∙ 0,8 ∙ 9,81 ∙ 7800 4 = 2,584 ∙ 10 Н, (58) 𝐾 ахр = 1 − 𝜌 ж 𝜌 кан = 1 − 880 7,8 ∙ 10 3 = 0,887; (59) 2) Вес каната в жидкости 𝑃 кан 1 = погр ∙ 𝜋 ∙ 𝑑 кан 2 ∙ 𝑔 ∙ 𝐾 ахр ∙ 𝐾 кан ∙ ж = 200 ∙ 3,14 ∙ 15 ∙ 10 −3 2 ∙ 9,81 ∙ 880 ∙ 0,887 ∙ 0,8 4 = = Н, (60) 𝑃 𝑚𝑎𝑥 = ж+ канкан Н (Определяем напряжения в канате как сумму растягивающих и изгибных напряжений) Напряжение на растяжение: 𝜍 раст = 4 ∙ 𝑃 𝑚𝑎𝑥 3,14 ∙ канкан Па (62) 2) Напряжение на изгиб: 𝜍 изг = 𝐸 пр∙ 𝑑 пров 𝑑 бар + 𝑑 кан = 2,06 ∙ 10 11 ∙ 1,2 ∙ 10 −3 450 ∙ 10 −3 + 15 ∙ 10 −3 = 5,316 ∙ 10 Па (63) 3) Сумма напряжений раст+ 𝜍 изг = 2,393 ∙ 10 7 + 5,316 ∙ 10 8 = 5,555 ∙ 10 Па (64) 4) Находим предельно допустимое напряжение 48 𝜍 𝛴 пр = 𝜍 пр 𝑛 зап = 1600 ∙ 10 6 4 = 4 ∙ 10 Па (65) 𝜍 𝛴 ≥ пр - условие прочности не выполняется, проведем необходимые конструктивные изменения 5) Увеличим диаметр барабана: 𝑑 бар = 710 ∙ м) Найдем напряжение на изгиб: 𝜍 изг = 𝐸 пр∙ 𝑑 пров 𝑑 бар + 𝑑 кан = 2,06 ∙ 10 11 ∙ 1,2 ∙ 10 −3 710 ∙ 10 −3 + 15 ∙ 10 −3 = 3,41 ∙ 10 Па (66) 7) Сумма напряжений раст+ 𝜍 изг = 2,393 ∙ 10 7 + 3,41 ∙ 10 8 = 3,649 ∙ 10 Па (67) 𝜍 𝛴 ≤ пр - условие прочности выполняется. Найдем количество циклов свабирования для достижения динамического уровня. Глубина расположения динамического уровня: 𝐻 дин = 657.769 м) Площадь внутреннего кольца НКТ: 𝐴 1 = 𝜋 ∙ 𝑑 нкт.вн 2 4 = 3.14 ∙ 20,7 ∙ 10 −3 2 4 = 3.364 ∙ м (68) 2) Объѐм выкачиваемой жидкости за один ход = 0,5 ∙ погр ∙ 𝐴 1 = 0,5 ∙ 200 ∙ 3.364 ∙ 10 −4 = 0,034 м (69) 49 3) Площадь кольца, образованного обсадной колонной и внешним диаметром НКТ: 𝐴 1 = 𝜋 ∙ (𝐷 ок 2 − 𝑑 нкт 2 ) 2 4 = 3,14 ∙ ((121,7 ∙ 10 −3 ) 2 − (26,7 ∙ 10 −3 ) 2 ) 2 4 = = м (где 𝐷 ок = 121,7 ∙ м внутренний диаметр обсадной колонны,𝑑 нкт = 26,7 ∙ м -диаметр НКТ. Г) Количество циклов свабирования: 𝑛 = 𝑣 𝑞 = 4,634 0,034 = 137,782. (71) |