методическое руководство по домашней работе по добычи нефти. Руководство по домашней работе по добычи нефти Подбор штанговых насосных установок для добычи нефти

• Название: Руководство по домашней работе по добычи нефти Подбор штанговых насосных установок для добычи нефти
• Дата: 20.04.2021
• Размер: 37.33 Kb.
• Имя файла: методическое руководство по домашней работе по добычи нефти.docx
• Тип: Руководство; #196573

Методическое руководство по домашней работе по добычи нефти
Подбор штанговых насосных установок для добычи нефти

В качестве основы для подбора скважинных штанговых насосных установок использована универсальная методика подбора скважинных насосных установок, разработанная на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Основные положения этой методики подбора скважинных штанговых насосных установок приведены ниже.

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). Практически этот этап работы полностью повторяет пункты № 1- 15 методики подбора УЭЦН.

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

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица 1. Технические характеристики механических приводов СШНУ

Тип станка-качалки	Наи-боль-шая нагруз-ка в точке подвеса штанг, кН	Длина хода полированного штока, м.	Число кача-ний балан-сира в мин.	Макс. крутя-щий момент кН* м	Длина перед. плеча балан- сира, мм	Длина задне-го плеча балан-сира, мм	Длина шатуна, мм	Радиус криво-шипа, мм
СКД3-1.5-710	30	0.75; 0.9; 1.1; 1.3; 1.5	5-15	7.1	1145	1085	1625	650
СКД4-2.1-1400	40	0.7; 1.0; 1.3; 1.6 2.1	5-14	14.0	1600	1415	2125	850
СКД6-2.5-2800	60	0.9; 1.2; 1.6; 2.5;	5-14	28.0	1905	1665	2500	1000
СКД8-3-4000	80	1.2; 1.6; 2.0; 2.5; 3.0;	5-12	40.0	2290	2000	3000	1290
СКД10-3.5-5600	100	1.6; 2.0; 2.4; 2.8; 3.5;	5-12	56.0	2670	2000	3000	1290
СКД12-3-5600	120	1.2; 1.6; 2.0; 2.5; 3.0	5-12	56.0	2290	2000	3000	1290
2СК2-0.6-250	20	0.3;0.45;0.6	5-15	2.5	740	740	840	295
3СК3-0.75-400	30	0.3;0.52;0.75	5-15	4	750	750	1025	360
4СК3-1.2-700	30	0.45;0.6;0.75; 1.05;0.9;1.2	5-15	7	1200	1200	1430	570
6СК4-3-2500	40	1.29; 1.7;2.15; 2.6;3.0	6-15	25	3000	2100	2500	1000
5СК6-1.5-1600	60	0.6; 0.9; 1.2;1.5	5-15	16	1500	1500	1790	715
6СК6-2.1-2500	60	0.9; 1.2;1.5; 1.8; 2.1	6-15	25	2100	2100	2500	1000
7СК8-3.5-4000	80	1.675; 2.1; 2.5; 3.0; 3.5;	5-12	40	3500	2500	3000	1200
7СК12-2.5-4000	120	1.2;1.5; 1.8; 2.1; 2.5;	5-12	40	2500	2500	3000	1200
8СК12-3.5-8000	120	2.1;2.3;2.6; 2.9; 3.2; 3.5	5-10	80	3500	3500	4200	1670
9СК20-4.2-12000	200	2.5; 2.8; 3.15; 3.5; 3.85; 4.2;	5-10	120	4200	4200	5000	2000
1СК1-0.6-100	10	0.4; 0.5; 0.6;	5-15	1	740	510	680	200
2СК1.25-0.9-250	12.5	0.44; 0.66; 0.9	5-15	2.5	1100	740	840	295
3СК2-1.05-400	20	0.42; 0.75; 1.05	5-15	4	1050	750	1025	360
4СК2-1.8-700	20	0.675; 0.9; 1.12 1.350; 1.575; 1.8	5-15	7	1800	1200	1430	570
5СК4-2.1-1600	40	0.84; 1.26; 1.68; 2.1	5-15	16	2100	1500	1790	715
7СК12-2.5-6000	120	1.2; 1.5; 1.8; 2.1; 2.5	5-12	60	2500	2500	3000	1200
7СК8-3.5-6000	80	1.675; 2.1; 2.5; 3.0; 3.5;	5-12	60	3500	2500	3000	1200
СК3-1.2-630	30	0.6; 0.75; 0.9; 1.05; 1.2;	5-15	6.3	1200	1200	1430	570
СК5-3-2500	50	1.3; 1.8; 2.1; 2.5; 3.0;	5-15	25	3000	2100	2500	1000
СК6-2.1-2500	60	0.9; 1.2; 1.5; 1.8; 2.1;	5-14	25	2120	2100	2500	1000
СК8-3.5-4000	80	1.8; 2.1; 2.5; 3.0; 3.5;	5-12	40	3500	2500	3000	1200
СК8-3.5-5600	80	1.8; 2.1; 2.5; 3.0; 3.5;	5-12	56	3500	2500	3000	1200
СК10-3-5600	100	1.5; 1.8; 2.1; 2.5; 3.0;	5-12	56	3500	2500	3000	1200
СК12-2.5-4000	120	1.2; 1.5; 1.8; 2.1; 2.5;	5-12	56	3000	2500	3000	1200

Литература

1.Домашние задания по машинам и оборудованию для добычи нефти Учебное пособие, часть 3 М.: «Нефть и газ», 2008г.( Ивановский В.Н., Сабиров А.А.)

2. Оборудование для добычи нефти и газа. Учебное пособие, часть 2, М.: «Нефть и газ», 2003г. 792 с. (Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Сабиров А.А., Пекин С.С.)

3. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Учебное пособие, М.: «Нефть и газ», 2003г. 824 с. (Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Сабиров А.А., Пекин С.С.)

4. Нефтегазопромысловое оборудование. Учебник для ВУЗов. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006 г. (Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Сабиров А.А., Пекин С.С., Мерициди И.А., Николаев Н.М.)