Практика 6 М3!!!. Модуль 3 Практическое задание 1,2 Тема 1,2 Подбор штанговых насосных установок для добычи нефти Задание

• Название: Модуль 3 Практическое задание 1,2 Тема 1,2 Подбор штанговых насосных установок для добычи нефти Задание
• Дата: 31.03.2020
• Размер: 40 Kb.
• Имя файла: Практика 6 М3!!!.docx
• Тип: Документы; #114221

Модуль 3

Практическое задание №1,2

Тема 1,2: Подбор штанговых насосных установок для

добычи нефти
Задание: определяем динамический уровень, определить минимально-возможную глубину спуска насоса, определить типоразмер базового скважинного насоса, по величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбранного СК определить параметры уравновешивания
1.По исходным данным (пластовые и скважинные условия, заданный дебит) определяем динамический уровень.

При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на участке «забой скважины – прием насоса» после проведения подземного ремонта скважины и переменная плотность смеси «вода-нефть-газ».

Плотность смеси _см определяется по исходным данным (плотности нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пластовые температура и давление, геотермический градиент, давление насыщения, кривая разгазирования).

1. 
   Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:
   

_см = ([_в b + _н (1-b)] (1-Г) + _г Г
где _н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

_в - плотность пластовой воды,

_г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

2. 
   Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
   

Р_заб = Р_пл - Q / K_прод
где Р_пл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

K_прод - коэффициент продуктивности скважины.

3. 
   Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
   

Н_дин = L_скв - P_заб / _см g

4. 
   Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15):
   

Р_пр = ( 1 – Г ) Р_нас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Р_нас - давление насыщения.

5. 
   Определяем глубину подвески насоса:
   

L = Н_дин + P_пр / _см g

6. 
   Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:
   

T = T_пл – (L_скв - L) * G_т;
где T_пл - пластовая температура;

G_т - температурный градиент.

7. 
   Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
   

B^* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) P_пр / P_нас
где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

P_пр - давление на входе в насос;

P_нас - давление насыщения.

8. 
   Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:
   

Q_пр = Q * B^*

9. 
   Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:
   

G_пр = G [ 1- (P_пр / Р_нас )],

Где G - газовый фактор.

10. 
    Определяем газосодержание на входе в насос:
    

_вх = 1 / [(( 1 + Р_пр ) В*) / G_пр ] + 1

11. 
    Вычисляем расход газа на входе в насос:
    

Q_г.пр.с = Q_пр _вх / ( 1 -_вх )

12. 
    Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
    

C = Q_г.пр.с / f _cкв
Где f _cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. 
    Определяем истинное газосодержание на входе в насос:
    

 = _вх / [ 1 + ( C_п / C ) _пр ]
где С_п - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (С_п = 0,02 см/c при b < 0,5 или С_п = 0,16 см/c при b > 0,5).

14. 
    Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":
    

P_г1 = P_нас { [ 1 / (1 - 0,4  )] - 1 }

15. 
    Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":
    

P_г2 = P_нас { [ 1 / (1 - 0,4  )] - 1 },
где _буф = 1 / [(( 1 + Р_буф ) В_буф*) /G_буф ] + 1;
_буф = _буф / [ 1 + ( C_п / C ) _буф ]
Величины с индексом “буф” относятся к сечению устья скважины и являются “буферными” давлением, газосодержанием и т.д
2.Используя коэффициент сепарации и допустимую величину свободного газа на приеме насоса, определяем минимально-возможную глубину спуска насоса.
3.По заданному дебиту определяем типоразмер базового скважинного насоса, (из формулы Q_ид = 1440 *F_нас * S * n для насосов обычного исполнения и
Q_ид = 1440 *(F_нас.1 - F_нас.2 ) * S * n для насосов типа ННД и ННГ,
где F_нас.1 и F_нас.2 – площади 1-ой и 2-ой ступеней насоса), принимая, что среднее число качаний n= 6,0 в мин., средняя длина хода S = 2,5 м, коэффициент подачи нового или отремонтированного насоса  = 0,8. После расчета диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону) и определяем для них скорость откачки - произведение n * S.
4.По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (предварительно) максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг по формулам:
Р_мах = Р_шт + Р_ж + Р_виб + Р_ин + Р_ж.тр. + Р_мех.тр. (1.1)
Р_мин = Р_шт - (Р_виб + Р_ин ) - Р_мех.тр. -Р_ж.тр. , (1.2)
где: - Р_шт =  (q_i L_i g K_арх ); где q_i - масса 1-го метра штанг; L_i - длина ступени штанг; i = 1 и 2; - K_арх = 1 - _ж/_ст - коэффициент Архимеда; L₂ = L_подв(1-K_нас) ;

L₁ = L_подв (K_нас); K_нас - коэффициент, равный диаметру рассматриваемого насоса в мм, деленный на 100.

Р_ж = (_ж * H_дин g + P_буф ) F_нас (для насосов обычного исполнения)

Р_ж = (_ж * H_дин g + P_буф ) (F_нас1 - F_нас2) – для насосов исполнения ННД и ННГ.

Где: H_дин - динамический уровень; P_буф - буферное давление; F_нас – эффективные площади плунжеров рассматриваемого насоса.

Р_виб =  m_ ( a  - /S) P_шт P_ж (1.3)
где -  и а – кинематические коэффициенты станка-качалки,

m_= S/g; =2n/60, где n-частота ходов в минуту;

 = _шт/ (_шт + _тр);

 _шт = Р_ж L _подв / E (K_нас / f₁ + (1-K_нас) / f₂ );

где:

f₁ - площадь поперечного сечения нижней ступени колонны штанг; f₂ - площадь поперечного сечения верхней ступени колонны штанг; суперход плунжера для современных условий работы ШСНУ практически равен нулю.
 _тр = Р_ж L _подв / E f_тр;
f_тр - площадь поперечного сечения материала колонны НКТ.
Р_ин = 0,5 m²_ ( a_ - 2/S) P_шт (1.4)

Р_ж.тр. = 0.685 ² L_подв. _жS n; (1.5)
Р_ж.тр. = 5,472* [1.2* L_подв. + 10.3*(L_подв. / 8)] _жS n; (1.6)

где L_подв. - длина подвески насоса, м; _ж - вязкость откачиваемой жидкости; S - длина хода, м; n - частота ходов, 1/мин.

Р_мех.тр. = Р_тр.пл. + Р_тр.шт. (1.7)
где: Р_тр.пл. - механическое трение плунжера о цилиндр,
Р_{тр.шт.} =  {0.25 sin(_{мах i} )* (Р_{шт i} + Р_ж )}; (1.8)
Р_{тр.шт.} =  {0.25 sin(_{мах i} )* (Р_{шт i} )}; (1.9)
где: _{мах i} - телесный угол искривления ствола скважины на i-том участке.
5.По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-качалки и уточняем параметры работы установки - частоту и длину ходов.

В связи с тем, что на нефтяных промыслах практически никогда не используются режимы работы СК с максимальной длиной хода при максимальной нагрузке на головку балансира, проверка СК по максимальному крутящему моменту на валу кривошипа не производится.
6.По уточненным параметрам работы и кинематическим коэффициентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх и вниз с учетом сил трения.
(Р_тр.шт.=f_тр* N_i * sin _i ; _i =² +4*² ); (1.10)
где - зенитный угол, - азимутальный угол;
_i =_i+1 - _i ; _i =_i+1 -_i
7.По величине силы трения в нижней части колонны штанг и силам сопротивления в скважинном насосе (трение в плунжерной паре и противодавлении клапана) определяем длину “тяжелого” низа из штанг диаметром 19, 22, 25 или 28 мм.
L =(Р_кл + Р_тр.пл. + Р_ж.тр. + Р_{тр.шт.}) / К_Арх. q g; (1.11)
и уточняем этот вес после округления длины «тяжелого» низа.
Р_тяж1 = L₈ К_Арх. q g; (1.12)
где: q - масса погонного метра выбранных штанг, кг;

L₈ - длина «тяжелого» низа, округленная до длины, кратной «8»-и метрам.

K_арх = 1 - _ж/_ст - коэффициент Архимеда.

Длина “тяжелого низа” округляется в большую сторону до числа, кратного “8”.
8.По весу “тяжелого низа” и нагрузкам при ходе вверх и вниз выбираем длину нижней секции штанговой колонны диаметром 19 мм, исходя из условия пр = 0,7 [пр] в верхнем сечении этой секции.

_пр = _мах_а (1.13)
где _мах - максимальное напряжение; _а - амплитудное напряжение.
_мах = Р_{мах i} / f_i
_а= (Р_{мах i} - Р_{мin i} ) / f_i
Индекс “i” говорит о том, что в расчете используется не вся колонна штанг, а только ее нижняя часть, т.е. :

Р_{мах i} = Р_{тяж 1} +Р_{шт i} +Р_ж + Р_{виб i} + Р_{ин i} + Р_{ж.тр. i} + Р_тр.пл. + Р_{тр.шт. i} (1.14)
Р_{мин i} = Р_{т яж1} +Р_{шт i} - (Р_{виб i} + Р_{ин i} ) - Р_тр.пл. + Р_{тр.шт. i} -Р_{ж.тр. i}, (1.15)
f_i - площадь поперечного сечения “i-ой” cтупени штанг.
0,7 [_пр ] = (Р_{мах i} / f_i ) [(Р_{мах i} - Р_{мin i} ) / f_i]; (1.16)
Отсюда выбирается длина нижней ступени колонны штанг(при i = 1) L₁

9.По длинам и весам “тяжелого низа” и нижней ступени штанговой колонны выбираем длину второй секции колонны диаметром 22 мм, исходя из того же условия прочности. При этом в формуле (2.16 ) i = 2, а вес

Р_{тяж 2} = Р_{тяж 1} + Р_{шт 1}.

Определяем суммарную длину “тяжелого низа”, первой и второй ступени колонны штанг. Если суммарная длина превышает глубину спуска насоса или равна ей (+ - 5%), расчет штанг закончить, если меньше глубины спуска, то перейти к п.10 настоящего раздела методики.
10.Определяем длину третьей ступени штанговой колонны (диаметром 25 мм) аналогично предыдущим шагам. Проверяем длину колонны и сравниваем ее с глубиной спуска. Если длина меньше глубины спуска - перейти к 11 пункту.
11.Определяем длину четвертой ступени колонны штанг (диаметр 28 мм). Работа аналогична пунктам 8, 9, 10 настоящей методики.
12.Все расчеты по п.п.8-12 проводятся для штанг с определенным [пр]. Если при принятой прочности необходимы 4 и более ступеней штанг с диаметрами более 25 мм, переходим к расчету штанг из более прочной стали (20Н2М, 15Н3МА или иной, например – по рекомендациям Американского нефтяного института) с повышенным значением [пр].

Кроме длин ступеней в компоновке колонны штанг необходимо определять места обязательной и желательной установки центраторов. В качестве критерия места обязательной установки центраторов выбран темп набора кривизны более 1град./10 м и/или зенитный угол более 12град.; для желательной установки - темп набора кривизны более 0,4 град./10 м и/или зенитный угол более 6 град.
13.По величине максимальной и минимальной нагрузки и типу выбранного СК определяются параметры уравновешивания (например - радиус уравновешивания и количество контргрузов на кривошипе станка-качалки) – см. работу № 3 настоящего методического пособия.

Задание

По исходным данным (см.табл. 1) провести подбор элементов СШНУ и режимов работы установки (минимум 2-3 варианта с разными диаметрами насосов, длинами ходов и частоты качаний). Выбрать наиболее приемлемый вариант, обосновать результаты подбора оборудования.
Таблица 1. Исходные данные

№ п/п	Плотность воды/нефти/газа, кг/м3	Коэффициент вязкости нефти, м2/с* 10-5	Планируемый дебит скважины, м3/сутки	Обводненность продукции пласта	Газовый фактор, м3/м3	Объемный коэффициент нефти	Глубина расположения пласта, м	Пластовое давление, МПа
1/16	1010/850/1	4,7	10/13	0,5	80	1,19	2300	19
2/17	1015/850/1	5,6	8/15	0,05	90	1,20	2400	21
3/18	1020/850/1	3,4	9/11	0,1	70	1,19	2500	20
4/19	1030/850/1	4,6	11/8	0,8	90	1,18	2600	21
5/20	1040/850/1	2,4	13/16	0,7	100	1,19	2700	23
6/21	1010/810/1	1,8	15/10	0,6	120	1,22	2400	21
7/22	1010/820/1	3,5	16/11	0,5	105	1,20	2500	21
8/23	1010/830/1	6,1	20/13	0,4	110	1,21	2700	23
9/24	1010/840/1	5,5	22/24	0,3	70	1,19	2800	22
10/25	1015/850/1	6,5	15/10	0,2	60	1,17	2400	20
11/26	1015/860/1	4,6	20/10	0,1	50	1,18	2300	19
12/27	1015/870/1	3,5	30/15	0,6	30	1,16	2200	19
13/28	1015/880/1	4,9	29/10	0,4	75	1,18	2100	18
14/29	1015/840/1	5,5	27/10	0,3	88	1,19	2400	21
15/30	1015/830/1	6,7	25/5	0,2	90	1,19	2600	21

Продолжение таблицы .

№ п/п	Давление насыщения	Пластовая температура, оС	Температурный градиент, оС/1 м	Коэффициент продуктивности	Давление затрубное/буферное, МПа	Содержание механических примесей, мг/л	Содержание сероводорода и углекислого газа	Размеры обсадной колонны, мм
1,16	12	70	0,02	1,0	1,1/1,5	300	0,1	139 х 6,5
2,17	13	66	0,02	0,8	1,2/1,5	400	0,1	139 х 7
3,18	12	75	0,02	1,0	1,3/1,5	500	0,2	139 х 8
4,19	11	79	0,02	1,1	1,4/1,5	600	0	139 х 9
5,20	14	80	0,02	1,2	1,5/1,5	700	0,1	168 х 9
6,21	12	74	0,025	1,5	1,1/1,4	800	0,2	168 х 11
7,22	13	67	0,020	1,4	1,2/1,4	900	0,3	168 х 10
8,23	15	80	0,027	1,8	1,3/1,4	1000	0	186 х 12
9,24	11	75	0,025	2,0	1,4/1,4	1100	0,1	146 х 10
10,25	12	60	0,021	1,5	1,5/1,4	1200	0,2	146 х 6,5
11,26	13	58	0,022	2,0	1,6/1,4	1300	0,3	146 х 7
12,27	14	65	0,024	2,8	1,0/1,6	1400	0	146 х 8
13,28	11	60	0,028	2,5	1,0/1,7	900	0,1	146 х 9
14,29	15	75	0,027	2,8	1,0/1,8	700	0,2	146 х 10
15,30	13	80	0,025	2,5	1,0/1,9	400	0,3	146 х 11