Определяем глубину спуска насоса
(2),
где ρсм – плотность смеси кг/м3 Нскв – глубина скважины м Рн – давление на приеме насоса, МПа Рзаб.опт – давление забойное опт., МПа Рзаб.опт = Рнас
3.Определяем плотность пластовой жидкости с учетом процентного содержания воды в нефти 38%,т.к. nв 80% ,то
(3),
где в – объемный коэффициент нефти ρн – плотность нефти кг/м3 ρг - плотность газа кг/м3 ρв - плотность пластовой воды кг/м3 G – газовый фактор м3/т
Определим расход газожидкостной смеси при давлении Рпн
(4),
где Qнд – планируемый дебит жидкости м3/с ßв – объемная обводненность продукции
Qнд = 25* (1-0,6) = 10т/сут 5.Объемные коэффициенты нефти вн(р) и жидкости вж(р) рассчитываются:
(5),
где, вн – объемный коэффициент нефти Рнас – давление насыщения нефти, МПа
где, вн – объемный коэффициент нефти Рнас- давление насыщения нефти МПа
6.Расход жидкости.
(6),
7.Количество растворенного в нефти газа определяют:
(7),
где, Рнас- давление насыщения нефти МПа
8.Расход свободного газа.
(8), 9.Расход газонасыщенной смеси: (9),
10. Выбираем тип СКН, диаметр насоса. ПШГН8-3-5500, Д=32мм. 11.Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска насоса L=1232м. Тип насоса RHAM 20-125. Выбираем диаметр НКТ Тип насоса –вставной; Условный диаметр-60мм. ;Наружный диаметр-60,3мм.; Внутренний диаметр-50,3мм.; Толщина стенки-5мм. Расчет и подбор ступенчатых колонн насосных штанг со скребка- ми – центраторами. 1.Длина нижней ступени насосных штанг
(10),
где Рж - вес столба жидкости над плунжером, равный глубине установки насоса fшт2-площадь сечения штанг нижней ступени qшт2- вес 1 м штанг нижней ступени ,qшт2=2,35кг
Максимально допустимое напряжение на растяжение в зависимости от группы прочности стали С учетом скребков, принимая вес одного скребка 140гр, на штанге длиной 8м направляется 6 скребков, тогда вес 1м штанг будет равен:qшт2=2,425кг. Коэффициент плавучести штанг: карх=0,94.
Фактор динамичности:
2.Длина верхней ступени штанг
(11), где, fшт1 – площадь поперечного сечения штанг верхней ступени qшт2=3,14кг, с учетом скребков, подобно нижней ступени, получим qшт2=3,245кг
Общая длина двух ступеней:
Для того, чтобы колонна штанг была равнопрочной необходимо, чтобы длина верхней ступени штанг была соизмерима с длиной нижней колонны штанг, поэтому принимаем:
1.Определим статические нагрузки.
(12),
где, gштi- вес 1м штанг i-й ступени в воздухе Н/м. Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н. карх- коэффициент плавучести штанг Р´шт- собственный вес колонны штанг, кН
2.Динамические нагрузки, к которым относятся вибрационная и инерционная, с наибольшей точностью рассчитывают по формулам А.С.Вирновского для хода вверх(вниз):
(13),
где, Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н. Р´шт- собственный вес колонны штанг, кН S – длина хода компрессорного штока
(14),
4.Для статических режимов откачки при µ<0,3-0,4 А.Н.Адонин предложил рассчитывать Рдин в и Рдин н по следующей зависимости:
(15),
где Р´шт- собственный вес колонны штанг, кН Dпл – диаметр плунжера м S – длина хода полированного штока м.
5.Определим максимальные и минимальные нагрузки.
(16),
где, Рж – гидростатическая нагрузка, обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н Р´шт- собственный вес колонны штанг, кН
6.Оценим экстремальные нагрузки по упрощенным формулам:
(17),
- формула Муравьева (18),
- формула И.А.Чарного
(19),
- формула Д.С.Слоннеджера (20),
-формула К.Милса (21),
- формула Д.Джонсона
7.Определим силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитывают, полагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен (22),
где, Сшт-коэффициент трения штанг о трубы
8.Гидродинамическое трение штанг
(23), для первой ступени штанговой колонны:
для второй ступени штанговой колонны:
9.Общая сила гидродинамического трения
10.Определим силу трения плунжера:
при смазке трансформаторным маслом
11.Сила гидродинамического сопротивления
3.9 Выводы и предложения
В куровом проекте рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в НГДУ « ЛН». Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат. В НГДУ «Лениногорскнефтъ» самые эффективные результаты дает комбинация методов: Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефть». Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефтъ» в комплекте с НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ. Как видно из анализа применения методов борьбы с АСПО, при этом происходит значительное увеличение межремонтного периода, снизились затраты на различные обработки, при неизменной добыче. В связи с внедрением более эффективных методов борьбы с АСПО, уменьшилось количество профилактических промывок. Осложненный фонд на 96% защищен различными средствами борьбы с АСПО. В 2004г. планируется защитить осложненный фонд на 100% различными средствами борьбы. На промыслах ведется строгий контроль за работой скважин осложненного фонда. Своевременно выполняется диннамограмма глубинно-насосного оборудования и по ней судят об исправностях и неполадках в работе глубинно-насосного оборудования. Промывки эксплуатационных колонн при подземных ремонтах скважин увеличились до 123 ремонтов. Эффективность таких работ высокая, т.к., уменьшились отложения в насосе и в НКТ. Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками — центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования. Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО, предлагаю: 1.Использовать системный подход при планировании мероприятий. При этом необходимо учитывать: экономическую и технологическую эффективность данного метода; количество выполненных подземных ремонтов по причине АСПО при использовании данного метода; область возможного применения и степень изученности данного метода; физико-химическая характеристика добываемой жидкости и технологический режим эксплуатации скважин. 2.По каждому применяемому методу вести расчет экономической эффективности с целью рационального выбора малозатратных технологий. 3.Необходимо повысить качество расследований всех случаев запарафинивания подземного оборудования с выявлением причин отказов. 4. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной причиной подземного ремонта, отложения АСПО привело к осложнениям в процессе ремонта и повлияло на отказ оборудования, отложения АСПО не привело к осложнениям в процессе ремонта. 5. Необходимо следить за максимальной нагрузкой на полированный шток. 6. Скребки-центраторы применять совместно со штанговращателем. 7. Периодически производить проверку работы штанговращателя. 8. Ежеквартально проводить анализ выполнения мероприятий по борьбе с АСПО. 9. Проводить конференции по итогам работы с парафинистым фондом. 10. Перенимать опыт работы в области борьбы с АСПО, у тех НГДУ, где есть хорошие результаты.
Популярное: Почему люди поддаются рекламе?: Только не надо искать ответы в качестве или количестве рекламы... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (400)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |