курсовой проет Мартынов. Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

• Название: Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
• Дата: 29.04.2023
• Размер: 1.15 Mb.
• Имя файла: курсовой проет Мартынов.docx
• Тип: Курсовой проект; #1097693
• страница: 1 из 2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО

ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж»


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по «МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

на тему:

«Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере песчано-озëрского месторождения»


Выполнил:

ст. гр. РЭМ – 441

Мартынов Р. А.

Проверила:

Яковенко И. Б.


Астрахань 2023

Содержание

1

Введение 3

Глава 1. Физико-геологическая характеристика Песчанозёрского месторождения. 4

Глава 2. Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере песчано-озëрского месторождения 15

Глава 3. Расчётная часть 22

Глава 4. Организационный раздел. 25

Заключение 33

Список использованных источников 34

Введение

Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа.

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины.

Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины.

В данной курсовой работе была предоставлена задача по оптимизации эксплуатации Песчаноозёрского нефтяного месторождения.

Для написания курсовой работы были использованы материал по геолого-физической характеристике месторождения, а также отчет по диагностике скважины.

В работе были рассмотрены осложнения при эксплуатации скважины УШГН и приведены методы оптимизации ее работы. Выполнен расчет ожидаемой эффективности.




Глава 1. Физико-геологическая характеристика Песчанозёрского месторождения.

1.1 Характеристика Песчаноозерского месторождения

Песчаноозёрское нефтегазоконденсатное месторождение (рис. 1) находится на северо-западе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в Ненецком автономном округе, на северо-востоке острова Колгуев. Ближайший населенный пункт – поселок Бугрино находится на юге острова в 60 км от месторождения. Сам остров омывается Баренцевым и Печорским морями. От континента отделен Поморским проливом. Площадь острова составляет 3495,5 км². Население чуть больше 600 человек. Примерно 350 человек из них постоянные обитатели острова, это коренные жители ненцы, а также украинцы, русские и коми. Остальная часть населения работники ЗАО «АртикНефть», которые занимаются добычей нефти в Песчанозерском месторождении, их смена происходит каждые 50 дней.



Рис.1 Обзорная карта района (Негативный опыт разработки Песчаноозерского месторождения…, 2019)

Месторождение было открыто в 1983 году и в 1986 году началась промышленная разработка (рис.2). 

Товарная нефть острова Колгуев уникальна по своим физико-химическим свойствам; она не содержит сероводорода и является ценным сырьем для получения реактивного топлива ТС-1, бензинового дистиллата, осветленного керосина марки КО-25, малосернистого зимнего и летнего дизельного топлива и т. д. Благодаря своим свойствам, а также высокому качеству подготовки практически вся добываемая нефть поставляется на экспорт в Роттердам.



Рис.2 Обзорная карта района (Проект поисково-оценочного бурения, 2017)

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Основным источником информации о геологии Песчаноозерского месторождения является “Проект поисково-оценочного бурения на верхнепалеозойских отложениях Песчаноозерского месторождения”, написанным компанией ОАО "Арктикморнефтегазразведка". Описание пород введется снизу-вверх от самых древних до самых молодых пород.

ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА – Р

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Ассельский + сакмарский ярус - P ₁ a + s

Разрез представлен биогермными известняками, стилолитизированными и трещиноватыми. Возможны тонкие прослои или линзы аргиллита.

Известняки белого, светло-серого и кремового цвета, органогенно-детритовые – мшанковые и водорослевые, слабоглинистые, в различной степени окремненные, от рыхлых до плотных, неравномерно кавернозные. Аргиллит темно-серый, слабоизвестковистый.

Присутствуют включения пирита, стяжения кремня, крупнокристаллического кальцита, выполняющих каверны и трещины.

Артинский ярус - P ₁ a

Известняки органогенные серые, бежево-серые, зеленовато-серые, мелкокристаллические с остатками фауны, гнездами гру­бо- и крупнокристаллического светло-коричневого каль­цита, крупными трещинами, стилолитовыми швами.

Мощность 120 м.

Кунгурский ярус - P ₁ k

В отложениях кунгурского яруса преобладают глинистые породы.

Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, в разной степени известковистые и известковые - до мергелей, с прослоями и линзами алевролитов, спонголитов. В прикровельной части, вблизи границы с уфимским ярусом ожидается песчаный пласт.

Песчаник мелкозернистый, алевритистый, обогащенный углисто-глинистым материалом и слюдой, с глинисто-карбонатным цементом.

Алевролиты серые с глинисто-карбонатным или кремнистым цементом, глинистые, слоистые. Прослои глинистых и органогенно-детритовых известняков. Пирит, кремнистые конкреции.

Мощность 140 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Уфимский ярус - Р₂ u

Разрез уфимского яруса сложен преимущественно глинистыми породами: аргиллитами и глинистыми алевролитами, с подчиненными маломощными прослоями песчаников, мергелей, линзами органогенных известняков.

Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, с остатками фауны, включениями углистого вещества, пирита.

Алевролиты темно-серые, песчанистые, слоистые за счет углисто-слюдистых прослоев. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слоистые, с карбонатно-глинистым цементом.

Мощность 230 м.

Казанский + татарский ярус - P ₂ kz + t

Разрез объединенных татарского и казанского ярусов в верхней части представлен ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов в нижней части аргиллитами и алевролитами.

Песчаники и алевролиты полимиктовые, серые, зеленовато-серые, слюдистые с глинистым или карбонатным цементом.

Аргиллиты зеленовато-серые, темно-серые, черные, с углефицированным растительным детритом, пиритом.

Встречаются углистые породы и прослои каменного угля.

Мощность 330 м.

ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА - T

Отложения триаса представлены всеми тремя отделами, общей мощностью 1200 м. В разрезе выделяются (снизу вверх) три толщи, красноцветная, пестроцветная и сероцветная.

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Нижнему отделу триаса соответствует красноцветная толща, в объеме которой выделяются харалейская и чаркабожская свиты.

Чаркабожская свита - T ₁ č b

Чаркабожская свита представлена неравномерным переслаиванием буро-красных глин и зеленовато-серых грауваковых песчаников и алевролитов. Верхняя часть разреза – глинистая, нижняя – преимущественно конгломератово-песчаная. В низах разреза вероятно присутствие серых и темно-серых туфопесчаников и туфоалевролитов, прослои гравелитов.

Основными компонентами грауваккового песчаника (рис. 2) нижней части чаркабожской свиты являются кварц, его разновидности, полевые шпаты, обломки эффузивных пород и глинистые минералы. Песчаники зеленовато-серые, средне- и мелкозернистые с глинистым цементом, содержащие гальку аргиллитов, кремней и карбонатных конкреций.

Глины буро-красные, шоколадные с голубовато-зелеными пятнами и прослоями слюдистого, неравномерно карбонатизированного, алеврита.

Мощность 420 м.

Харалейская свита - T ₁ hr

Разрез харалейской свиты сложен преимущественно глинами с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Возможны линзы и прослои плотных, темно-серых туфогенных пород.

Глины пестроцветные: шоколадные с голубовато-зелеными, фиолетовыми, желтыми, табачными пятнами, алевритистые, с примесью углефицированного детрита.

Алевролиты и песчаники полимиктовые, голубовато-серые, плохосортированные, глинистые и известковистые.

Мощность 180 м.

СРЕДНИЙ ОТДЕЛ

Ангуранская свита - T ₁ an

Средний отдел триаса отвечает ангуранской свите, которую характеризует чередование пестроцветных и сероцветных пород. По аналогии с разрезом скважины № 29, в проектном разрезе ожидается неравномерное переслаивание глин, алевролитов и песчаников с преобладанием алевролито-глинистых отложений. В нижней части разреза доля песчаников существенно увеличивается.

Глины комковатые серые с зеленоватыми или буроватыми пятнами и прослоями, местами темно-зеленые, темно-бурые и темно-коричневые с фиолетовым оттенком, а также голубовато-серые, табачные, желтовато-коричневые, с линзочками серого алевритового материала.

Глины слоистые темно-серые, с растительным детритом, а также черные углистые.

Песчаники и алевролиты полимиктовые, серые и зеленовато-серые, известковистые, с частыми прослойками глин и алевролитов. Обилие углефицированного растительного детрита, мегаспоры, ходы роющих организмов.

Мощность 250 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Отложения верхнего отдела триаса, выделенные в нарьян-марскую свиту, представлены ритмичным чередованием глин, алевролитов и песчаников и характеризуются преимущественно серой окраской пород, обилием растительных остатков, прослоями углистых глин и обломками угля, присутствием сферолитов и конкреций сидерита.

Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые, углисто-слюдистые, тонкослоистые за счет слойков алевролита и аргиллита, с мелким углефицированным растительным детритом, стяжениями сидерита, гальками аргиллитов.

Алевролиты коричневатые и темно-серые, углисто-глинистые.

Глины темно-серые, черные, иногда коричневатые, с многочисленным растительным детритом, фрагментами флоры, ходами червей, углистыми прослоями.

Мощность 280 м.

ЮРСКАЯ СИСТЕМА

Юрские отложения, залегающие на верхнетриасовых с размывом, подразделяются на две толщи: верхнюю глинистую, соответствующую верхнему отделу и нижнюю песчаную, охватывающую отложения нижнего и среднего отделов.

НИЖНИЙ+ СРЕДНИЙ ОТДЕЛ

Пески и песчаники светло-серые кварцевые, от мелко- до грубозернистых, с примесью галек и гравия, возможно с линзами гравелитов и конгломератов. Цемент песчаников предположительно каолинитовый, возможны и слабосцементированные разности.

В кровле присутствуют крупные углефицированные растительные остатки, сидеритовые конкреции.

Мощность 130 м.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ

Глины серые и темно-серые, участками алевритистые, с тонкими прослоями алевролитов, конкрециями пирита, иногда сидерита, различными органическими остатками, редкими прослоями мергелей или глинистых известняков.

Мощность 140 м.

МЕЛОВАЯ СИСТЕМА

НИЖНИЙ ОТДЕЛ

Отложения меловой системы представлены нижним отделом, и имеют преимущественно алевролитово-глинистый состав. В верхней, предположительно апт-альбской части разреза, ожидается переслаивание глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников, обильными остатками флоры, обломками обугленной древесины, углистыми прослоями.

Нижняя (неокомская) часть разреза сложена преимущественно глинами. Глины в основном серые, реже темно-серые с обломками раковин, гнездами пирита, конкрециями фосфоритов. Вероятны буроцветные известковистые разности, переходящие в мергели.

Песчаники и алевролиты серые, светло-серые, известковистые и известковые,с сидеритовыми конкрециями. Возможны слабосцементированные разности.

Мощность 320 м.

ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА – Q

Четвертичные отложения в верхней части разреза представлены песками серого цвета и супесями с гравием, галькой, дресвой, прослоями суглинков, которые постепенно сменяются чередованием глин и песков, с единичными прослоями мергелей. В подошве слоя глины серые и темно-серые, вязкие, жирные, а также темно-коричневые, с обуглившимся растительным детритом. Мощность отложений 180 м.

1.3 Тектоника

Фундамент острова Колгуев относится к северо-западной части Восточно-Европейской платформы. По геофизическим данным залегает на глубине 4,4-4,8 км в северной части и 5,8-6,4 км в южной.

 Осадочный чехол о. Колгуев представлен структурой I порядка - Малоземельско-Колгуевской моноклинали. На востоке моноклиналь граничит с Печоро-Колвинским авлакогеном, на юго-западе - с Ижма-Печорской синеклизой, на западе – с Тиманским кряжем, на севере переходит в Куренцовскую ступень.

Эпибайкаольский фундамент Малоземельско-Колгуевской моноклинали представлен мегаблоком метаморфизованных верхнепротерозойских вулканогенно-осадочных образований со значительным объёмом эффузивных и интрузивных пород. На территории моноклинали фундамент вскрыт тремя скважинами на глубинах на глубинах 2197, 2046 м и 2119 м., где сложен был базальтовыми порфиритами, переслаиванием туфобрекчий с туффитами, лавами и туфами базальтового состава.

В пределах Колгуевской части Мало-Земельско-Колгуевской моноклинали выделяются две системы глубинных разломов фундамента: Центрально-Колгуевская и Песчаноозёрская, простирающиеся кулисообразно в северо-западном направлении и проникающие в нижнепалеозойскую часть разреза осадочного чехла.

В осадочном чехле Колгуевского региона выделяют следующие структурно-формационные этажи:

• 
  нижнеордовикско-нижнедевонский
  
• 
  среднедевонско-нижневизейский
  
• 
  средневизейско-нижнетриасовый
  
• 
  среднетриасовый-нижнемеловой
  

Границами между этажами являются перерывы в осадконакоплении и азимутальными несогласиями залегания.

Строение нижнего структурно-формационного этажа о. Колгуев практически не изучено. Установлено отсутствие доверхнедевонских отложений в пределах выступов фундамента и резкое выклинивание этих отложений в местах подхода к выступам. Отмечается несоответствие строения нижнего и вышележащих этажей.

 Тектоничсекая обстановка делится на два этапа. Нижний этап охватывает девонские, каменноугольные и пермские отложения. По результату сейсморазведочных работ компании "Арктикморнефтегазразведка" “на нижнем этапе развиты дизьюктивные нарушения от фундамента до артинских отложений нижней перми. Тектонические нарушения верхнего этапа характерны для триасового рифтогенеза: грабены, горсты, надвиги, смятия. Горизонтальные деформации растяжения и сжатия, а, возможно, и ротационные подвижки затронули всю толщу осадков триасового возраста, накопленных к тому времени. Разной степени разрывы и глубина их проникновения наблюдаются во всем временном интервале триасового разреза. Наибольшим деформациям подверглись, как представляется, отложения харалейской, ангуранской свит и верхи отложений чаркабожской свиты”.

Геолого-геофизическими исследованиями в пределах Колгуевского региона по всему разрезу осадочного чехла выявлена группа малоамплитудных структурных осложнений в виде валообразных поднятий (гемиантиклинальных складок типа гемивалов северо-западного простирания).



Рис.3 Тектоническое районирование фундамента Малоземельской-Колгуевской моноклинали (Богацкий В.И.,Прищепа О.М., 2009)

Границы тектонических элементов: 1 – надпорядковых, 2- первого порядка, 3- второго порядка, 4- третьего порядка. Элементы тектонического районирования: Г – Тиманская гряда, Д – Ижма-Печорский мегаблок, Е – Малоземельская Колгуевская моноклиналь, Е1 – Коргинская ступень, Е2 – Западно-Колгуевский прогиб, Е3 – Западно-Колгуевский свод, Е3 ¹ – Бугринское куполовидное поднятие,Е3 ^0-1 – Западно-Бугринская ступень, Е3 ^0-2 Южно-Бугринская ступень, Е4 – Восточно-Колгуевский блок, Е4 ¹ – Колгуевская зона горстов и грабенов, Е4 ^0-1 – Песчаноморский уступ, Е01 – Сенгейский горст, Е5 – Малоземельский блок, Е5 ¹ – Нарьян-Марская ступень, Е5 ^1-1 Нерутинский грабен, Е5 ² – Удачная ступень, Е5 ³ – Шапкина-Харицейская зона приразломныз мульд и пережимов, Ж – Печоро-Колвинский мегаблок, З – Хоревейско-Печороморский мегаблок, И – Южно-Приновоземельский прогиб, М- Северо-Печорский мегаблок

1.4. Нефтегазоносность

К концу 1998 г. на шельфе Российской Арктики открыто 15 различных по запасам месторождений углеводородов (рис. 1). Месторождения принадлежат трем осадочным бассейнам: морскому продолжению Тимано-Печорского, Южно-Баренцевскому и Южно-Карскому. Бассейны различаются как по особенностям строения, генезису, истории и динамике развития, так и по характеру распределения, структурно-тектонической и стратиграфической приуроченности месторождений. Вместе с тем, указанные бассейны пространственно весьма тесно сопряжены, представляя в современном тектоническом плане своеобразное трио структур земной коры. Исходя из особенностей строения, тектонической позиции и геодинамической эволюции, рассматриваемые бассейны Западно-Арктического шельфа относятся к окраинно-континентальным рифтогенным. Их возникновение и развитие связано с неоднократно проявлявшимися этапами растяжения земной коры. Тимано-Печорский бассейн был сформирован на древней пассивной окраине. На его современном морском продолжении с некоторым поперечным смещением выделяются два крупных авлакогена: наиболее значимый - Печоро-Колвинский и Западно-Колгуевский, открывающиеся в Южно-Баренцевский бассейн. Этот бассейн, как на суше, так и в пределах шельфа, развит на коре, обладающей всеми признаками континентального типа.

Глава 2. Комплексный подход к оптимизации эксплуатации нефтегазокондексантных месторождений на примере песчано-озëрского месторождения

2.1. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин.

Для расчета коэффициента подачи штангового насоса необходимо определить теоретическую подачу скважины по формуле:



где:

- диаметр плунжера насоса, м;

n - число качаний, кач/мин;

- длина хода устьевого штока, м.

.

Коэффициент подачи рассчитаем по формуле (2):

С учётом фактического дебита скважины по жидкости = 8 м³/сут, приведенного в условии, коэффициент подачи К равен:

.

Для расчета напряжений следует определить следующие величины:

1. 
   Плотность жидкости:
   

,

где – обводнённость жидкости, %

и – плотность воды и нефти соответственно, кг/м³.

2. 
   Гидростатическое давление:
   

,

где – плотность жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

Н – высота столба жидкости в работающей скважине по вертикали, м.

Так как в условии дана длина подвески по стволу и удлинения для нее не предоставлено определим длину подвески по вертикали следующим образом:

найдем косинус зенитного угла скважины:

,

где Нви – расстояние от устья до верхних интервалов перфорации, м;

Удви - удлинение до верха интервалов перфорации, м.

.

Тогда длина подвески по вертикали (высоту столба жидкости в работающей скважине)

,

где Нп - длина подвески по стволу, м;

- косинус зенитного угла скважины.

3. 
   Площадь сечения плунжера насоса
   

,

где D – диаметр плунжера насоса, м.

4. 
   Площадь поперечного сечения верхней штанги
   

,

где d – диаметр верхней штанги, м.

5. 
   Вес жидкости
   

,

где Ру – давление на устье, Па.

6. 
   Вес штанг :
   

, (8)

где и – масса штанг диаметром 22 мм и 19 мм соответственно;

и – длина колонны штанг диаметром 22 мм и 19 мм соответственно;

8 - длина одной штанги, м (номинальный размер)..

7. 
   Рассчитаем максимальную нагрузку на устьевой шток при ходе вверх в жидкости по формуле И.М.Муравьева и минимальный по формуле К. Миллса:
   

,

где l – длина хода устьевого штока, м;

n – число ходов (качаний) в минуту;

b – коэффициент плавучести штанг в жидкости,

,

где ршт, рж – плотность материала штанг (стали) и жидкости.

.

.

,

.

Характеристики циклического изменения напряжения в произвольном сечении:

— максимальное напряжение цикла

;

.

— минимальное напряжение цикла

;

.

— амплитудное напряжение цикла

;

.

— среднее напряжение цикла

;

.

Приведенное напряжение в верхней части колонны штанг можно рассчитать несколькими способами:

-по Одингу :

;

(значение входит в допустимый предел до 70МПа);

-по Марковцу :

;

, (значение входит в допустимый предел до 57 МПа);

-по Гудмену :

;

, (значение входит в допустимый предел до 97 МПа).

Величина потери длины хода плунжера за счет деформации труб и штанг (λ) зависит от веса столба жидкости над плунжером, длины колонны штанг, диаметра штанг, материала труб и штанг. Для 2-х ступенчатой колонны определяется по формуле :

,

где Gж – вес столба жидкости над плунжером, Н;

L - длина колонны шанг (глубина спуска насоса), м;

c, b – доли длины верхней и нижней ступеней штанг;

x - отношение площадей сечения верхних и нижних штанг в ступеньчатой колонне;

fшт - площадь сечения верхних штанг (в ступеньчатой колонне), м²

fтр - площадь сечения труб по металлу, м²

Е - модуль Юнга материала штанг и труб, Н/ м² (Па) (для стали - 21* 10¹⁰ Па).

,

где dвнеш – внешний диаметр труб, м;

h – толщина стенок труб, м.

.

.

Полезную мощность можно рассчитать по формуле :

.

Посчитаем мощность до изменений:

.

2.2. Основные причины низкой эффективности работы скважинного оборудования

По результатам проведенного динамометрирования можно выявить следующие причины низкой эффективности работы оборудования.

1. Влияние свободного газа. Не заполнение цилиндра насоса из-за низкого динамического уровня.

При ходе плунжера вверх в цилиндр насоса поступает газожидкостная смесь, и по мере увеличения объема под плунжером происходит как расширение свободного газа, так и выделение растворенного. Поэтому под влиянием газа происходит уменьшение коэффициента заполнения ШСН за счет того, что газ занимает часть рабочего цилиндра, и при движении плунжера вниз подвергается сжатию, а при движении вверх расширению, что приводит к снижению эффективности работы насоса.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяются следующие способы:

1) увеличение погружения насоса под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

2) уменьшение «мертвого» пространства под плунжером до приемного клапана;

3) применение насосов специальной конструкции;

4) увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема «мертвого» пространства в объеме, описываемом плунжером;

5) увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса с использованием различных устройств;

6) откачка затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

Влияние свободного газа из приведенных выше способов на данной скважине можно уменьшить сепарацией газа различными устройствами, например, газовым якорем, применением насосов специальной конструкции, откачкой затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень не даст положительного результата, поскольку насос спущен ниже уровня перфорации.

2.Приклинивание плунжера в верхней части насоса. Муфта подгоночного штангового штока, соединяющая устьевой шток и колонну штанг, в конце хода вверх упирается в сальник устьевой арматуры. Чтобы муфта не упиралась в сальник, следует сократить длину подвески устьевого штока.

2.3. Возможные направления оптимизации работы скважины. Обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования

Возможным вариантом действий может стать замена насоса 44 мм на насос 38 мм.

Теоретическая подача:

,

Тогда коэффициент подачи будет равен:

.

Вес жидкости:

,

.

Рассчитаем вес штанг с жидкостью и вес штанг в жидкости :

,

.

Максимальное напряжение цикла :

.

Минимальное напряжение цикла :

.

Амплитудное напряжение цикла :

.

Среднее напряжение цикла :

.

Напряжение в верхней части колонны штанг:

- приведенное по Одингу:

.

- приведенное по Марковцу:

.

- приведенное по Гудмену:

.

Посчитаем мощность после замены насоса:

.

Глава 3. Расчётная часть

3.1. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования. Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

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   .Основное условие выноса следующее:

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

3.2. Расчет выноса твердых частиц.

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

Режим течения определяется параметром Рейнольдса



или параметром Архимеда

 
где   – диаметр твердой частицы, м;   - плотность твердых частиц, кг/м³ (при расчетах принимают   кг/м³)

Выделяют три режима течения:

Ламинарный   или   ;

Переходный   или   ;

Турбулентный   или   .

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;  – динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па*с.
Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление
 
или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника  , где   – дебит газа, тыс.м³/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.
Полученное значение   округляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

3.3. Расчет выноса жидких капель.

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя газовой скважины
,
где   – забойное давление, МПа.

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

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают   =5-10 м/с.
Задача. Рассчитать диаметр подъемника, если в продукции скважины имеются твердые частицы диаметром   = 0,002 м, а   =1,4*10^-5 Па*с.
Решение.

Рассчитываем по (3.3) параметр Архимеда (дано:   =1,06 кг/м³;   =2500 м; а=0,6439-10^-4; b= 2,139*10^-10; р_заб=39,03 МПа;   = 1,15*10³ тыс.м³/сут; Т_заб=337 К;   0,811)


Так как   , то режим течения, в соответствии с турбулентным, а критическая скорость рассчитывается по:

м/с.
По формуле выноса частиц рассчитываем: м/с.
Вычисляем внутренний диаметр подъемника:

м.
Выбираем трубы с условным диаметром 60 мм; внутренний диаметр   =0,0503 м.