задача, ГРП. вариант№15. Технологический расчет и подбор оборудования для нефтегазодобычи по дисциплине Технологическое оборудование нефтегазовой отрасли

• Название: Технологический расчет и подбор оборудования для нефтегазодобычи по дисциплине Технологическое оборудование нефтегазовой отрасли
• Анкор: задача, ГРП
• Дата: 02.01.2022
• Размер: 165.83 Kb.
• Имя файла: вариант№15 .docx
• Тип: Курсовая; #322780
• страница: 2 из 6

ВВЕДЕНИЕ

Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 ⁰С.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками - ограждение движу­щихся частей станка-качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспор­та продукции нефтяных скважин серьезные требования предъявля­ются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважин, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоус­танавливающейся головкой типа СУ С1-73-25, рассчитанные на ра­бочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 - на давление 4,0 МПа.

Целью работы является расчет и подбор оборудования для нефтегазодобычи.

Для достижения цели необходимо выполнить следующие задачи:

1. 
   Определить глубину спуска ступеней колонны НКТ для фонтанирующей скважины
   
2. 
   Выбрать станок-качалку, диаметр и тип насоса, штанг и НКТ и установить режимные параметры работы насоса для заданных условий (по диаграмме А. Н. Адонина)
   
3. 
   Определить длину хода плунжера ШСНУ с учетом действия статических сил (по статической теории)
   
4. 
   Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЭЦН.
   

1 Анализ исходных данных

Произвести технологический расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважины, при эксплуатации скважины штанговой скважинной насосной установкой (ШСНУ) и при эксплуатации скважины электроцентробежными насосами для заданных условий:

1. 1. Проектная глубина скважины, м: Н = 3300

2. Тип НКТ: гладкие, с треугольной резьбой из стали «Д», «К»

3. Длина НКТ, м: Lнкт = 3250

4. Диаметр обсадной колонны, мм: 168 х 8

5. Дебит скважины, м3/сут: Q = 55

6. Плотность нефти, кг/м3: ρн = 830

7. Глубина спуска насоса, м: Lн = 1750

8. Коэффициент подачи насоса: η = 0,69

9. Условный диаметр труб (НКТ), мм: Dт = 102

10. Диаметр штанг, мм: dш = 22

11. Диаметр плунжера, мм: Dпл = 56

12. Длина хода сальникого штока, м: S = 2,1

13. Динамический уровень, м: hд = 1650

14. Число качаний в минуту, мин-1: n = 10

15. Сила сопротивления движению плунжера, кН: Рс = 2

16. Буферное давление в выкидной линии, МПа: Рб = 0,8

17. Кинематическая вязкость нефти (при 80 о С), см2/с: ν = 0,1

18. Давление насыщения, МПа: Рнас = 8,3

19. Вязкость пластовой нефти, МПа•с: μн пл = 2,7

20. Вязкость дегазированной нефти, МПа•с: μнд = 6,3

21. Объемная обводненность: nо = 0,30

2 Определение глубины спуска ступеней колонны НКТ для фонтанирующей скважины

Исходя из условий прочности НКТ на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении и на внутреннее давление, определить глубину спуска ступеней колонны гладких насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой из стали групп прочности «Д», «К» с общей длиной 3250 м для фонтанирующей скважины глубиной 3300 м, имеющей обсадную колонну диаметром 168 х 8 мм. При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во время работы может быть оттеснен до башмака колонны труб.

В соответствии с ГОСТ 633-80 [8] для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы нескольких типов:

Для расчета по условиям берем трубы гладкие и муфты к ним с треугольной резьбой с углом при вершине 60°. Эти трубы изготавливаются с шагом резьбы 2,155 мм (10 ниток на 1" дюйм) и 3,175 мм (8 ниток на 1"). соответственно высота профиля резьбы h составляет 1,412 мм и 2,710 мм

Примем за секцию гладкие НКТ 102×6,5 из стали групп прочности «Д» ( Мпа).

1. 
   Страгивающую нагрузку определим по формуле (1).
   

(1)

где - толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости;

- высота профиля резьбы;

- средний диаметр тела трубы под резьбой;

d - внутренний диаметр трубы;

- поправка Шумилова.

α - угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы;

φ- угол трения в резьбе ( ;

L- длина резьбы с полным профилем;

- предел текучести материала трубы. 
Определяем толщину тела трубы под резьбой в основной плоскости:



Определяем внутренний диаметр трубы



Находим средний диаметр тела трубы под резьбой



Определяем страгивающую нагрузку:

Согласно ГОСТ 633-80 длина резьбы с полным профилем

2. 
   Предельную нагрузку определим по формуле (2):
   

(2)

где - диаметр резьбы в основной плоскости по впадине витков для гладких НКТ или диаметр наружной основного тела НКТ с высаженными наружу концами и НКБ

3. 
   Выбрав страгивающую нагрузку за расчетную как наименьшую, определим допустимую глубину спуска секции НКТ по формуле (3):
   

(3)

где - расчетная нагрузка;

q - масса 1 погонного метра трубы с учетом муфт и высаженной части;

n- коэффициент запаса ( ;

- ускорение свободного падения. 

При расчете 2-й и последующих секций за принимается разность текущего и предыдущего значений нагрузки.



Поскольку использование дополнительных секций не имеет необходимости, т.к. суммарная длина секций будет превышать глубину скважины.

Минимальный зазор с обсадной колонной составит .

4. 
   Допустимое внутреннее давление для нижней трубы НКТ определим по формуле (4):
   

(4)

где δ - толщина основного тела трубы;

- допустимое значение предела текучести (по ГОСТ-633-80);

= 1,3 - 1,5;

- наружный диаметр основного тела трубы.

5. 
   Определяем фактическое внутреннее давление трубы, по формуле (5) при плотности добываемой жидкости
   

(5)

где -длины секций НКТ;

- плотность жидкости;

. 
Условием надежной работы НКТ является .



При выполнении расчета выбранная нами колонна НКТ, проходит как по условию прочности, так и по внутреннему давлению для заданных условий скважины.