5. Работа. Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин

• Название: Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин
• Дата: 20.04.2022
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: 5. Работа.doc
• Тип: Реферат; #487779
• страница: 8 из 12

2.8 Эксплуатация УСШН при высоком содержании свободного газа на приеме насоса

Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса αН вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется тем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду в этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек через зазор плунжерной пары и в нагнетательном клапане (12, С. 27).

Основной метод борьбы – уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворено в нефти. Если становится pпр ≥ pн, то свободного газа вообще нет на этой глубине, т.е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20-50 м (pпр = 0,15-0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230-350 м, что соответствует около 30% pн (pпр = 2-3 МПа). Однако это обусловливает дополнительное задалживание оборудования (штанг, труб, СК большей грузоподъемности) и увеличение его ремонтности. Поэтому перед входом в прием насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда – перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.

Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Работа газовых якорей основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.

При наличии фонтанных проявлений целесообразно не сепарировать газ у приема насоса, а использовать его энергию на подъем жидкости наряду с энергией, которую сообщает насос. Для этого под насосом устанавливают хвостовик до глубины, по возможности, выделения газа.

2.9 Эксплуатация УСШН в наклонно-направленных скважинах

В условиях месторождений Западной Сибири целесообразно размещение скважин кустами, при этом стволы бурят наклонно-направленно.

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание насосно-компрессорных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. При каждом качании балансира трос натягивается и посредством храпового механизма поворачивает диск и, соответственно, штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один оборот за число качаний, равное количеству зубьев в диске по его периметру. Для уменьшения износа трение скольжения заменяют трением качения посредством использования муфт-вставок, снабженных роликами. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода s и малым числом качаний n (12, С. 27).

2.10 Подбор оборудования к скважине оборудованной УСШН, скважина №4231, куст №647, ЦДНГ – 3

Скважина 4231 куст 647 Лянторского месторождения бурилась с 1.11.90 по 6.11.90 года. Цель бурения – нагнетание воды. Продуктивный пласт вскрыт: АС-9 2114,6-2124,8 м. Эксплутационная колонна перфорирована на отметке 2115,2-2122 м. Геологический разрез скважины №4231 куст №647 приведен в приложение А. В эксплуатацию скважина была введена 28.12.90 года. Причина перевода скважины с УЭЦН на ШГН, ввиду слабого притока.

Исходные данные для расчета приведены ниже в таблице 2.8.

Таблица 2.8 – Исходные данные для расчета

Наименование	Значение
Глубина скважины Н, м	2 058
Диаметр эксплутационной колонны D, м	0,146
Планируемый дебит жидкости QЖ, м3/сут	12
Объемная обводненность продукции nО,%	55
Плотность дегазированной нефти нд, кг/м3	889
Плотность газа (при стандартных условиях) Г, кг/м3	1,4
Газовый фактор ГО, м3/м3	81
Вязкость нефти Н, м2/с	1,14 10-6
Давление насыщения РН, МПа	14,9
Пластовое давление РП, МПа	19,4
Устьевое давление РУ, МПа	2,45
Средняя температура в стволе скважины Т, К	323
Коэффициент продуктивности К, м3/(с·ПА)	0,58 10-10
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения,	1,16

Выбор необходимого оборудования для эксплуатации скважины и режима работы ШГН при заданном отборе продукции рассмотрим по следующей методике.

1) Определяем дебит нефти по формуле 2.3 (11, С. 221):


(2.3)


где QНС – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

Q_Ж – планируемый дебит жидкости, м³/сут;

n₀ – объемная обводненность продукции, %;

1) Рассчитаем забойное давление по формуле 2.4 (11, С. 221):

(2.4)
РЗ = РП - Q_нс/К, МПа.
где РЗ – забойное давление в скважине, МПа;

РП – пластовое давление, МПа;

К – коэффициент продуктивности, м3/(с·ПА);

2) Строим кривую распределения давления по стволу скважины при РЗ = 18,32 МПа смотри рисунок 2.1.

3) Пользуясь градиентной кривой, определяем глубину спуска насоса. Для этого нужно задаться давлением на приеме насоса, которое в первую очередь зависит от содержания свободного газа в откачиваемой смеси.

Если оно мало, что возможно при высокой обводненности продукции или низком газовом факторе, то при дебите скважины менее 100 м3/сут и вязкости жидкости не более 10-4 м2/с можно принять погружение насоса под динамический уровень 120 – 210 м, что соответствует давлению на приеме порядка 2,5 – 10 МПа.

При значительном газосодержании давление на приеме насоса увеличивают. Давление на приеме принимается, равное 25 – 30 % от давления насыщения.

По рисунку 2.1 находим, что при LН = 1200 м, РПР = 4,47 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

4) По диаграмме А.Н. Адонина, выбираем диаметр насоса, который для для LН = 1200 м и QЖ = 12 м3/сут равен 28 мм. По таблице IV.23, (5) выбираем насос НСВ1-28 II группы посадки с зазором  = 100 мкм в плунжерной паре.

5) Колонну НКТ для насоса НСВ1-28 в соответствии с таблицей IV.40, (5) выбираем с условным диаметром 60 мм и толщиной стенки 5 мм.

Группа посадки 0 I II III

Зазор по диаметру , мкм 0-45 20-70 70-120 120-170



Рискнок 2.1 – Диаграмма А.Н. Адонина для подбора станков-качалок и выбора диаметра скважинного насоса
6) Для давления на приеме определяем:

а) объемный коэффициент нефти по формуле 2.5 (11, С. 223):


(2.5)

b(РПР) = 1 + (bН – 1) [(Р_ПР – 0,1)/(Р_Н – 0,1)]1 / 4

где b(РПР) – объемный коэффициент нефти при давлении на приеме РПР = 4,47 МПа;

b_Н – объемный коэффициент нефти;

Р_ПР – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Р_н – давление насыщения, МПа;

b(РПР) = 1 + (1,16 – 1) [(4,47 – 0,1)/(14,9 – 0,1)]1 / 4 = 1,12.

б) объем растворенного газа по формуле 2.6 (11, С. 223):

(2.6)
V_гр = Г_о·[(Р_пр – 0,1)/(Р_н – 0,1)]0,454, м³/м³
где V_гр – объем растворенного газа в нефти, м³/м³;

Г_о – газовый фактор м³/м³;

Р_пр – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Р_н – давление насыщения, МПа;

V_гр = 81·[(4,47 – 0,1)/(14,9 – 0,1)] 0,454 = 46,6 , м³/м³.

в) расход свободного газа по формуле 2.7 (11, С. 223):


(2.7)

Q_г = (Г_о – V_гр)·[(z·P_o·T_cp)/(Р_пр·Т_о)]·Q_нс, м³/сут.
где Q_г – расход свободного газа, м³/сут.;

Г_о – газовый фактор, м³/м³;

V_гр – объем растворенного газа в нефти, м³/м³;

Р_пр – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z – коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Р_о – атмосферное давление, МПа;

Т_ср – средняя температура в стволе скважины, К;

Т_о – температура при стандартных условиях, К;

Q_нс – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

Q_г = (81 – 46,6)·[(1·0,1·323)/(4,47·293)]·0,625·10-4 = 0,5375·10-4 м³/с = 4,6 , м³/сут.

г) подачу жидкости по формуле 2.8 (11, С. 223):


(2.8)

Q′ж = Q_нс·b(Рпр) + Q_в, м³/сут
где Q′ж – дебит по жидкости насосной установки, м³/сут;

Q_нс – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

b(Рпр) – объемный коэффициент нефти при давлении на приеме Р_пр = 4,47 МПа;

Q_в – дебит воды насосной установки, м³/сут;

Q′ж = 0,625·10-4·1, 12 + 0,343·10-4 = 0, 97·10-4 м3/с = 8,3, м³/сут.

7) Определяем газовый фактор в НКТ. Для этого находим:

а) коэффициент сепарации по формуле 2.9 (11, С. 223):


(2.9)

_с = [(D₂ – d₂)/D₂]/[1 + 36,5·Q′ж /(0,785·D₂)],
где D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

d – условный диаметр НКТ, мм;

Q_ж – дебит по жидкости насосной установки, м3/сут;

_с = [(0,1462 – 0,062)/0,1462]/[1 + 36,5·0,97·10-4/(0,785·0,1462)] = 0,97

б) газовый фактор в НКТ по формуле 2.10 (11, С. 223):


(2.10)

Г_отр = Г_о – (Г_о – V_гр)·с, м³/м³
где Г_отр – эффективный газовый фактор в НКТ, м³/м³;

Г_о – газовый фактор, м³/м³;

V_гр- объем растворенного газа в нефти, м³/м³;

Г_отр = 81 – (81 – 46,6) 0,97 = 47,6, м³/м³;

в) давление насыщения в трубах по формуле 2.11 (11, С. 223):


(2.11)

Р_нтр = 0,1 + (Р_н – 0,1)·(Г_отр/Г_о)1/0,454, МПа
где Р_нтр – давление насыщения в НКТ, МПа;

Р_н – давление насыщения, МПа;

Г_отр – эффективный газовый фактор в НКТ, м³/м³;

Г_о – газовый фактор, м³/м³;

Р_нтр = 0,1 + 14,8·106(47,6/81)1/0,454 = 4,7, МПа.

8) Строим градиентную кривую распределения давления в НКТ при Ру = 2,45 МПа и Готр = 47,6 м3/м3. На глубине Lн = 1200 м на этой кривой находим давление на выкиде Рвык = 13, 3 МПа.

Средняя плотность смеси в колонне НКТ по формуле 2.12 (11, С. 224):


(2.12)

 = (Р_вык – Р_у)/(L_н·g), кг/м³
где  – средняя плотность смеси в колонне НКТ, кг/м³;

Р_вык – давление на выкиде насоса, МПа;

Р_у – давление на устье скважины, МПа;

L_н – глубина подвески насоса в скважине, м;

g – ускорение свободного падения, м²/с;

 = (13,3 – 2,45) 106/(1200·9,81) = 922, кг/м³.

9) Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

Согласно таблице IV.41, (5) d_КЛВ = 20 мм, d_КЛН = 11 мм.


(2.13)
Расход смеси через всасывающий клапан определим по формуле 2.13-2.14 (11, С. 224):

Q_кл = Qж + Qг, м³/сут.
где Q_кл – расход смеси через всасывающий клапан, м³/сут;

Qж – дебит по жидкости насосной установки, м³/сут;

Qг – дебит по газу насосной установки, м³/сут;


(2.14)

Qг = (Г_отр – V_гр)·z·P_o·T_ср·Q_нс/(Р_пр·Т_о), м³/сут
где Г_отр – эффективный газовый фактор в НКТ, м³/м³;

V_гр – объем растворенного газа в нефти, м³/м³;

Р_пр – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z – коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Р_о – атмосферное давление, МПа;

Т _ср – средняя температура в стволе скважины, К;

То – температура при стандартных условиях, К;

Q_нс – дебит нефтяной смеси, м3/сут;

Qг = (47,6 – 46,6)·1·0,1·323·0,625·10-4/(4,47·293) = 0,015·10-4, м³/с = 0,13 , м³/сут.

Q_кл = (0,97 + 0,015)·10-4 = 0,99·10-4 м3/с = 8,6 , м³/сут.

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана по формуле 2.15 (11, С. 224):


(2.15)

_max = 4·Q_кл/d_2клв, м/с.
где d_КЛВ – диаметр отверстия седла всасывающего клапана, мм;

Q_кл – расход смеси через всасывающий клапан, м³/сут;

_max = 4·0,99·10-4/0,0222 = 0,99 , м/с.

Число Рейнольдса определяем по формуле 2.16 (11, С. 224):


(2.16)

Re_КЛ = d_КЛВ·_max/_Ж,
где d_КЛВ – диаметр отверстия седла всасывающего клапана, мм;

_max – максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана, м/с;

_Ж – вязкость пластовой жидкости, м²/с;

Re_КЛ = 0,02·0,99/(1,14·10-6) = 1,7·104

По зависимости коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса, определяем коэффициент расхода клапана М_кл = 0,4 (11, С. 225).

Перепад давления на всасывающем клапане определим по формуле 2.17 (11, С. 225):


(2.17)

Р_клв = _2max·_ж/(2·М_2кл), МПа
где _max – максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана, м/с;

М_кл – коэффициент расхода клапана;

_ж – плотность жидкости в пластовых условиях, кг/м³;

Р_клв = 1,992 ·889/(2·0,42) = 2723, Па = 0,002723, МПа.

Определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку:
Р_вык>Р_нтр, то Q_г = 0 и Q_кл = Q_ж (Р_нтр);
а) объемный коэффициент нефти при давлении насыщения в трубах по формуле 2.18 (11, С. 225):


(2.18)
b(Р_нтр) = 1 + (b_Н – 1)·(Р_нтр – 0,1)/(Р_н – 0,1)1/4,
где b(Р_нтр) – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения в трубах

Р_нтр = 4,7 МПа;

b_Н – объемный коэффициент нефти;

Р_нтр – давление насыщения в трубах, МПа;

Р_н – давление насыщения, МПа;

b(Р_нтр) = 1 + (1,16 – 1)·(4,7 – 0,1)/(14,9 – 0,1)1/4 = 1,12

б) расход смеси при давлении насыщения в трубах по формуле 2.19 (11, С. 225):


(2.19)

Q_ж(Р_нтр) = Q_нс·b(Р_нтр), м³/сут
где Q_нс – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

b(Р_нтр) – объемный коэффициент нефти, при давлении насыщения в трубах

Р_нтр = 4,7, МПа;

Q_ж(Р_нтр) = 0,625·10-4 ·1,12 = 0,7·10-4, м³/с = 6,1 , м³/сут.

Максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана по формуле 2.20 (11, С. 225):


(2.20)

_max = 4·Q_ж·(Р_нтр)/d_2КЛН, м/с.
где d_КЛН – диаметр отверстия седла нагнетательного клапана, мм;

Q_ж(Р_нтр) – расход смеси через нагнетательный клапан, при давлении насыщения в трубах Р_нтр = 4,7 МПа, м³/сут;

_max = 4·0,7·10-4/0,0112 = 2,3 , м/с.

Число Рейнольдса определяем по формуле 2.21 (11, С. 225):

(2.21)
Re = d_КЛН·_max/_Ж,
где d_КЛН – диаметр отверстия седла нагнетательного клапана, мм;

_max – максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана, м/с;

_Ж – вязкость пластовой жидкости, м²/с;

Re = 0,011·2,3/(1,14·10-6) = 22193 = 0,022·106.

По зависимости коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса, определяем коэффициент расхода клапана М_кл = 0,4.

Перепад давления на всасывающем клапане определим по формуле 2.22 (11, С. 225):


(2.22)

Р_клн = _2max·_ж/(2·М_2кл), МПа
где _max – максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана, м/с;

М_кл – коэффициент расхода клапана;

_ж – плотность жидкости в пластовых условиях, кг/м³;

Р_клн = 2,32 889/(2·0,42) = 14696 Па = 0,0147, МПа.

Давление в цилиндре насоса при всасывании Р_всц и нагнетании Р_нгц и перепад давления, создаваемый насосом Р_нас, будут следующими (формулы 2.23-2.25):

(2.23)
Р_всц = Р_пр – Р_клв, Мпа
где Р_всц – давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Р_пр – давление на приеме насоса, МПа;

Р_клв – перепад давления на всасывающем клапане, МПа;


(2.24)
Р_всц = 4,47 – 0,0027 = 4,4673, МПа.

Р_нгц = Р_вык + Р_клн, МПа
где Р_нгц – давление в цилиндре при нагнетании, МПа;

Р_вык – давление на выкиде из насоса, МПа;

Р_клн – перепад давления на нагнетающем клапане, МПа;

Р_нгц = 13,3 + 0,0147 = 13,3147, МПа.


(2.25)

Р_нас = Р_нгц – Р_пр, МПа
где Р_нас – перепад давления создаваемый насосом, МПа;

Р_нгц – давление в цилиндре при нагнетании, МПа;

Р_пр – давление на приеме насоса, МПа;

Р_нас = 13,3147 – 4,47 = 8,8447, МПа.

10) Определим утечки в зазоре плунжерной пары по формуле 2.26:


(2.26)

q_УТ = 0,36·d_ПЛ·3·(Р_вык – Р_всц)/(_ж·_пл·_ж), м³/сут.
где d_ПЛ – диаметр плунжера, м;

_пл – длина плунжера, м;

 – зазор в плунжерной паре в соответствии с группой посадки, м;

_ж – кинематическая вязкость жидкости, м²/с;

_ж – плотность жидкости, кг/м3;

Р_вык – давление на выкиде из насоса, МПа;

Р_всц – давление в цилиндре при всасывании, МПа;

q_УТ = 0,36·28·10-3 ·(10-4)3 ·(13,3 – 4,4673)·106/(1,14·10-6 ·1,2·889) =

= 0,73·10-4, м3/с = 6,3, м³/сут.

Чтобы определить коэффициент утечки, необходимо знать расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх Р_всц:

а) объем растворенного газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх по формуле 2.27 (11, С. 225):


(2.27)

V_гр(Р_всц) = Г_отр·(Р_всц – 0,1)/(Р_нтр – 0,1)0,454, м³/м³
где V_гр – объем растворенного газа при давлении в цилиндре пи ходе плунжера вверх Рвсц = 4,4673, м³/м³;

Г_отр – эффективный газовый фактор в НКТ, м³/м³;

Р_всц – давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Р_нтр – давление насыщения в трубах, МПа;

V_гр(Р_всц) = 47,6·(4,4673 – 0,1)/(4,7 – 0,1)0,454 = 46,92 , м³/м³.

б) расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх находим по формуле 2.28 (11, С. 225):


(2.28)

Q′г(Р_всц) = (Г_отр – V_гр (Р_всц)) [z·P_o·T_cp·Q_нс/(Р_пр·Т_о)], м³/сут.
где Г_отр – эффективный газовый фактор в НКТ, м³/м³;

V_гр – объем растворенного газа в нефти при (давлении в цилиндре при всасывании Р_всц = 4, 4673 МПа), м³/м³;

Р_пр – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z – коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Р_о – атмосферное давление, МПа;

Т_ср – средняя температура в стволе скважины, К;

Т_о – температура при стандартных условиях, К;

Q_нс – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

Qг(Р_всц) = (47,6 – 46,49) · (1·0,1·323·0,625·10-4)/(4,47·293) = 0,017·10-4 м3/с = 0,15 , м³/сут.

в) расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх находим по формуле 2.29 (11, С. 225):


(2.29)

Q_см(Р_всц) = Qг(Р_всц) + Q_ж(Р_всц) , м³/сут.
где Q_г(Р_всц) – расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м³/сут;

Q_ж(Р_всц) – расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м³/сут;

Q_см(Р_всц) = (0,017 + 0,97)·10-4 = 0,987·10-4, м3/с = 8,5 , м³/сут.

Коэффициент утечки определяется по формуле 2.30:

(2.30)
_ут = q_УТ/(2·Q_см (Р_всц)),
где q_УТ – утечки в зазоре плунжерной пары, м3/сут;

Q_см (Р_всц) – расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м³/сут;

_ут = 0,73·10-4/(2·0,987·10-4) = 0,37.

11) Определим коэффициент наполнения н по формуле 2.31:

(2.31)
н = (1 – m_ВРR)/(1 + R) – _ут,
где m_ВР – относительный объем вредного пространства;

_ут – коэффициент утечки;


(2.32)
н = (1 – 0,1·0,018)/(1 + 0,018) – 0,37 = 0,61;

R = Qг(Р_всц)/Q_ж(Р_всц)
где Q_г(Р_всц) – расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

Q_ж(Р_всц) – расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

R = 0,017·10-4/0,97·10-4 = 0,018.

Вычислим коэффициент ус, учитывающий усадку нефти 2.33:


(2.33)

ус = 1/n₀/100 + (1 - n₀/100)·b(Р_всц)
где n₀ – обводненность продукции, %;

b(Р_всц) – объемный коэффициент нефти при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх;

_ус = 1/55/100 + (1 - 55/100)·1,12 = 0,95.

12) В соответствии с полученным коэффициентом наполнения определим подачу насоса Wнас, обеспечивающий запланированный дебит нефти по формуле 2.34:


(2.34)

W_нас = Q_ж (Р_всц)/н, м³/сут.
где Q_ж(Р_всц) – расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м³/сут;

н – коэффициент наполнения насоса;

Wнас = 0,987·10-4/0,61 = 1,62·10-4 , м3/с = 14 , м³/сут.


(2.35)
Зная диаметр насоса, находим необходимую скорость откачки по формуле 2.35, (11, С. 226):

SПЛ n = 60W_нас/(0,785·d_2ПЛ) , м/мин.
где W_нас – подача насоса обеспечивающая запланированный дебит нефти скважины, м3/сут;

d_ПЛ – диаметр плунжера, мм;

SПЛ n = 60·1,62·10-4/(0,785·0,0282) = 16, м/мин.

По диаграмме А.Н. Адонина, смотри рисунок 2.1, для заданного режима рекомендуется использовать станок качалку 5СК6-1,5-1600 или его аналог по ГОСТ 5866-76 СК5-3-2500. Выбираем SПЛ = 1,8 м, n = 12 мин-1.

13) При выборе конструкции штанговой колонны воспользуемся таблицами АзНИИ ДН. По таблице IV.25, (5) для насоса диаметром 28 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали марки сталь 40 (ПР = 70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 66х34%. Предельная длина такой колонны 1480 м, следовательно длина ступеней 977х503м. В нашем случае глубина спуска насоса 1200 м, поэтому длины ступеней будут составлять 792х408 м.

Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы, сопротивлений, сосредоточенные у плунжера:

а) сопротивление в нагнетательном клапане найдем по формуле 2.36 (11, С. 226):


(2.36)

Р_клн = Р_клн·F_пл, Н
где Рклн – перепад давления в клапанах насоса при ходе плунжера вниз, МПа;

F_пл – площадь поперечного сечения плунжера, см²;

Р_клн = 14696·0,785·0,0282 = 9,1, Н.

б) силу трения плунжера о стенки цилиндра при откачке обводненной продукции определим по формуле 2.37 (11, С. 226):


(2.37)

Р_трпл = 1,84·d_ПЛ/ - 137, Н
где Р_трпл – сила трения плунжера о стенки цилиндра, Н;

d_ПЛ – диаметр плунжера, мм;

 – зазор в плунжерной паре в соответствии с группой посадки, м;

Р_трпл = 1,84·0,028/10-4 – 137 = 378,2, Н.

Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений по формуле 2.38 (11, С. 227):


(2.38)

Р_тн = Р_клн + Р_трпл, Н
где Р_клн – сопротивление в нагнетательном клапане, Н;

Р_трпл – сила трения плунжера о стенки цилиндра, Н;

Р_тн = 9,1 + 378,2 = 387,3, Н.

Определим длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм определим по формуле 2.39 (11, С. 227):


(2.39)

_тн = Р_тн/(q_ШТТН·g·K_apx), м
где Ртн – вес тяжелого низа, Н;

К_арх – коэффициент уменьшения веса штанг в жидкости;

q_ШТТН – масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;


(2.40)
тн = 387,3/(4,09·9,81·0,883) = 10, м.

К_арх = (_ШТ – )/_ШТ.
где  – средняя плотность смеси в колонне, кг/м3;

_ШТ – плотность материала штанг, равная 7850 кг/м3;

К_арх = (7850 – 922) /7850 = 0,883.

Уменьшение длины ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа определим по формуле 2.41 (11, С. 227):


(2.41)

 = _тн·(q_ШТТН/q_ШТ – 1), м
где _тн – длина тяжелого низа, м;

q_ШТ – масса одного метра колонны штанг 1-й ступени, Н;

q_ШТТН – масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;

 = 10·(4,09/1,66 – 1) = 15, м.

Тогда длина ступеней:

1 = 792 – 15 = 777, м. (66%) и 2 = 408, м (34%)

Принимается конструкция колонны штанг диаметром 16х19 мм с отношением длин ступеней 66х34%.

14) Рассчитываем потери хода плунжера и длину полированного штока по формуле 2.42:


(2.42)

_ШТ = Р_ж·L_н/Е·(₁/ƒ_ШТ1 + ₂/ƒ_ШТ2), м
где Р_ж – вес столба жидкости в трубах, Н;

L_н – глубина спуска насоса, м;

Е – модуль упругости материала, МПа;

ƒ_ШТ1, ƒ_ШТ2 – площадь поперечного сечения 1-й и 2-й колонны штанг, см²;

_1,2 – доля длины ступеней;

_ШТ = 5,4·103 ·1200/(2·1011) [0,66/(0,785·0,0162) + 0,34/(0,785·0,0292)] = 0,145 , м.

Вес столба жидкости определяем по формуле 2.43 (11, С. 227):


(2.43)

Р_ж = (Р_вык – Р_всц)·F_пл, к_Н.
где F_пл – площадь поперечного сечения плунжера, см²;

Р_всц – давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Р_вык – давление на выкиде из насоса, МПа;

Р_ж = (13,3 – 4,4673) 106 ·0,785·0,0282 = 5433,12 Н = 5,4, к_Н.

Определим гидростатические нагрузки, обусловленные суммой упругих деформаций штанг и труб по формулам 2.44, 2.45 (11, С. 227):


(2.44)

 =_ШТ + _ТР, м
где _ТР – упругие деформации в трубах, м;

_ШТ – упругие деформации в штангах, м;


(2.45)

_тр = Р_ж·L_н/(Е·ƒ_ТР)
где Р_ж – вес столба жидкости в трубах, Н;

L_н – глубина спуска насоса, м;

Е – модуль упругости материала, МПа;

ƒ_ТР – площадь поперечного сечения колонны труб, см²;

_ТР = 5,4·103 ·1200/ (2·1011 ·11,66·10 -4) = 0,028, м

 = 0,145 + 0,028 = 0,173 , м.

Критерий динамичности  для данного режима находим по формуле 2.46:


(2.46)

 = ·Lн/ = ·n·Lн/(30·),
где  – скорость звука в металле, которую можно принять равной для двухступенчатой колонны штанг – 4900 м/с;

L_н – длина спуска насоса, м;

n – число ходов плунжера, кач./мин;

 = 3,14·12·1200/(30·4900) = 0,31.

Если <КР, режим работы установки считается статическим, при больших величинах динамическим. Значения КР в зависимости от диаметра насоса приведены ниже.

Диаметр насоса, мм <43; 55; 68; 93.

КР 0,20; 0,17; 0,14; 0,12.

Поскольку <КР, определяем длину хода сальникового штока по формуле 2.47:


(2.47)

S = (SПЛ +  )·cos, м
где SПЛ – длина хода плунжера, м;

 – критерий динамичности;

 – гидростатическая нагрузка, обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

S = (1,8 + 0,173)·cos0,31 = 1,95 , м.

Для дальнейших расчетов принимаем стандартную ближайшую длину хода станка – качалки СК5-3-2500 S=1,8, тогда для увеличения скорости откачки определяем уточненное число качаний по формуле 2.48 (11, С. 227):


(2.48)

n = S·n/S, мин – 1
где S – длина хода сальникового штока, м;

S – стандартная длина хода полированного штока станка – качалки, м;

n – число ходов плунжера, кач./мин;

n = 1,95·12/1,8 = 13, мин – 1.

Тогда угловую скорость вала кривошипа определим по формуле 2.49 (11, С. 227):


(2.49)

 = ·n/30, рад/с
где n – число ходов плунжера, кач./мин;

 = 3,14·13/30 = 1,36, рад/с.

Длина хода плунжера при S = 1,8 м определяется по формуле 2.50 (11, С. 228):


(2.50)

SПЛ = S/cos - , м
где S – стандартная длина полированного штока станка – качалки, м;

 – гидростатическая нагрузка обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

SПЛ = 1,8/cos0,31 – 0,173 = 1,65 , м

Коэффициент подачи штанговой насосной установки определим по формуле 2.51 (11, С. 228):


(2.51)
_ПОД =_·_Н·_УС,
где _ – коэффициент гидравлических сопротивлений;

_Н – коэффициент наполнения насоса, Н = 0,60;

_УС – коэффициент учитывающий усадку нефти, УС = 0,89;

Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле 2.52 (11, С. 228):


(2.52)

 = SПЛ/S,
где SПЛ – длина хода плунжера, м;

S – стандартная длина хода полированного штока станка – качалки, м;

 = 1,65/1,8 = 0,92.

15) Определим нагрузки, действующие в точке подвески штанг по формулам 2.53-2.54 (11, С. 228):

а) вес колонны штанг в воздухе:


(2.53)

Р_ШТ = q_ШТ1·g (1 - _ТН) + q_ШТ2·g·₂+ q_ШТТН·g·_ТН, к_Н
где _ТН – длина тяжелого низа, м;

q_ШТ1 – масса одного метра колонны штанг 1-й ступени, Н;

q_ШТ2 – масса одного метра колонны штанг 2-й ступени, Н;

q_ШТТН – масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;

₁ - ₂ длина колоны штанг соответственно 1-й и 2-й ступени, м;

РШТ = 1,66·9,81· (777 - 10) + 2,35·9,81·408 + 4,09·9,81·10 = 22297 Н = 22,3, к_Н.

б) вес колонны штанг в жидкости:


(2.54)
Ршт = Р_шт·К_арх, к_Н
где Р_шт – вес колонны штанг в воздухе, кН;

К_арх – коэффициент уменьшения веса штанг в жидкости;

Ршт = 22,3·0,883 = 19,7, к_Н.

Вычислим коэффициенты m и  по формулам А.С. Винорского 2.55 и 2.56:


(2.55)

m =  2 S/g =  (·n)2 S/g
где  – угловая скорость вала кривошипа, рад./с;  = ·n/30;

S – стандартная длина полированного штока станка-качалки, м;

g – ускорение свободного падения, м/с;

m =  1,312 ·1,8/9,81 = 0,31.


(2.56)

 = _ШТ/
где _ШТ – упругие деформации в штангах, м;

 – гидростатическая нагрузка обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

 = 0,145/0,173 = 0,84.

Определим вибрационные и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз по формулам 2.57 и 2.58:


(2.57)


(2.58)
Р ВИБВ = 1,09m  (0,91· - ШТ/S)·Р_ШТ·Р_Ж, к_Н

РВИБН = 0,81m  (1,32· - ШТ/S)·Р_ШТ·Р_Ж, к_Н
где Р_ШТ – вес колонны штанг в воздухе, к_Н;

Р_Ж – гидростатическая нагрузка, к_Н;

_ШТ – упругие деформации в штангах, м;

S – стандартная длина хода полированного штока станка – качалки, м;

m и  – коэффициенты А.С. Винорского;

Р ВИБВ = 1,09·0,31  (0,91·0,84 – 0,145/1,8)·22297·5433 = 3074 Н = 3,1 , к_Н;

Р ВИБН = 0,81·0,31  (1,32·0,84 – 0,145/1,8)·22297·5433 = 2803 Н = 2,8 , к_Н.


(2.59)


(2.59)

(2.60)
РИНВ = 1,09m₂·0,91 – 2·_ШТ/(S·) Р_ШТ, к_Н

РИНН = 0,328m₂ 1,32 – 2·_ШТ/(S·) Р_ШТ, к_Н
где Р_ШТ – вес колонны штанг в воздухе, кН;

_ШТ – упругие деформации в штангах, м;

S – стандартная длина хода полированного штока станка – качалки, м;

m и  – коэффициенты А.С. Винорского;

РИНВ = 1,09·0,312 ·0,91 – 2·0,145/(1,8·0,84)·22297 = 1681 Н = 1,7, к_Н;

РИНН = 0,328·0,312 ·1,32 – 2·0,145/(1,8·0,84)·22297 = 794 Н = 0,8, кН.

Определим поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок по формулам 2.61 и 2.62:


(2.61)


(2.62)
КДИНВ = 2,042(d_ПЛ·103) – 0,206

КДИНН = 2,754(d_ПЛ·103) – 0,294
где d_ПЛ – диаметр плунжера насоса, мм;

КДИНВ = 2,042(0,028·103) – 0,206 = 1,028;

КДИНН = 2,754(0,028·103) – 0,294 = 1,034.

Нагрузки при ходе вверх и вниз находим по формулам 2.63 и 2.64:


(2.63)


(2.64)
P_max = Ршт + Рж + К_динв(Р_вибв + Р_инв), к_Н

P_min = Ршт – К_динн·(Р_вибн + Р_инн), к_Н
где P_max и P_min – нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, к_Н;

Р_инв и Р_инн – инерционные нагрузки при ходе вверх и вниз, обусловленные по величине и направлению скорости движения колонны штанг, кН;

Р_вибв и Р_вибн – вибрационные нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникшими в колонне штанг под действием ударного положения и снятия гидростатических нагрузок на плунжере при ходе вверх и вниз соответственно, кН;

Р_ж – гидростатическая нагрузка, к_Н;

Р_шт – вес колонны насосных штанг в жидкости, к_Н;

К_динв и К_динн – поправочные коэффициенты;

P_max = 19700 + 5433 + 1,028·(3074 + 1681) = 30021 Н = 30, к_Н;

P_min = 19700 – 1,034·(2803 + 794) = 15981 Н = 16, к_Н.

16) Рассчитаем напряжение в штангах по формулам 2.65, 2.66 (11, С. 229):


(2.65)


(2.66)
_MAX = P_MAX/ƒ_ШТ2, МПа

_MIN = P_MIN/ƒ_ШТ2, МПа
где P_max и P_min – нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, к_Н;

ƒ_ШТ2 – площадь поперечного сечения второй ступени колонны штанг, см2;

_MAX = 30021/(0,785·0,0192) = 105, МПа;

_MIN = 15981/(0,785·0,0192) = 56, МПа.

Определим среднее напряжение цикла по формуле 2.67 (11, С. 229):


(2.67)

_A = 1/2·(_MAX - _MIN), МПа
где _MAX и _MIN – максимальное и минимальное напряжение цикла, МПа

A = 1/2· (105 – 56)·106 = 24,5 , МПа.

Определим предельно-допустимое значение цикла по формуле 2.68 (11, С. 229):


(2.68)

 _ПР = _MAX·_А, МПа
где _MAX – максимальное напряжение цикла, МПа;

_А – среднее напряжение цикла, равное полу разности между максимальным и минимальным напряжениями цикла, МПа;

 _ПР = (105·24,5·106·106 = 50,7, МПа.

Для нормализованной стали марки сталь 40 _ПР <_ПР=70 МПа. Оставим конструкцию колонны без изменений.

17) Крутящий момент на валу редуктора по формуле 2.69 (11, С. 229):

(2.69)
(М_кр)max = 300S + 0,236S·(P_max – P_min), Н·м
где S – длина хода устьевого штока, м;

P_max и P_min – нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, к_Н;

(М_кр)max = 300·1,8 + 0,236·1,8·(30021 – 15981) =6504, Н·м = 6,5, кН·м.

18) Подберем окончательно станок-качалку. По результатам расчета установлено: P_max = 30, кН, (Мкр)max = 6,5, кН·м, S = 1,8, м, n = 13, мин -1. Этим условиям отвечает станок-качалка СК5-3-2500.

19) Подберем электродвигатель для станка-качалки по формулам 2.70-2.73 (11, С. 229):

а) полезная мощность:


(2.70)

N_пол = Q_нс/[(1 – n₀/100)·(Р_вык – Р_пр)], Вт
где Q_нс – дебит нефтяной смеси, м³/сут;

n₀ – объемная обводненность продукции, %;

Р_пр – давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Р_вык – давление на выкиде насоса, МПа;

N_пол = 0,625·10 -4/(1 – 55/100)·(13,3 – 4,47)·106 = 1227, Вт = 1,2 , кВт.

б) КПД подземной части установки:


(2.71)

_ПЧ = 0,85 – 2,1·10 –4 (S·n)²
где S – стандартная длина хода полированного штока станка-качалки, м;

n – число ходов плунжера, кач./мин;

_ПЧ = 0,85 – 2,1·10 –4 (1,8·13)² = 0,74.

За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их среднее значение: _ЭД = 0,77, _СК = 0,8, тогда общий КПД определим по формуле 2.72 (11, С. 229):


(2.72)
 = _ПЧ·_ЭД·_СК
где _ЭД – среднее значение КПД электродвигателя;

_СК – среднее значение КПД станка-качалки;

_ПЧ – КПД подземной части установки;

 = 0,74·0,77·0,8 = 0,46.

Полную мощность, затрачиваемую на подъем жидкости найдем по формуле 2.73 (11, С. 229):


(2.73)

N = N_ПОЛ/ , Вт
где N_ПОЛ – полезная мощность установки, Вт;

 – общий КПД установки;

N = 1227/0,46 = 2667, Вт = 2,7 , кВт.

По таблице выбираем электродвигатель серии АОП-41-6. Номинальная мощность которого – 1 кВт; КПД – 76,5%; пуск/ном – 4,5.