Файл: Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.docx

— максимальное напряжение цикла

;

.

— минимальное напряжение цикла

;

.

— амплитудное напряжение цикла

;

.

— среднее напряжение цикла

;

.

Приведенное напряжение в верхней части колонны штанг можно рассчитать несколькими способами:

-по Одингу :

;

(значение входит в допустимый предел до 70МПа);

-по Марковцу :

;

, (значение входит в допустимый предел до 57 МПа);

-по Гудмену :

;

, (значение входит в допустимый предел до 97 МПа).

Величина потери длины хода плунжера за счет деформации труб и штанг (λ) зависит от веса столба жидкости над плунжером, длины колонны штанг, диаметра штанг, материала труб и штанг. Для 2-х ступенчатой колонны определяется по формуле :

,

где Gж – вес столба жидкости над плунжером, Н;

L - длина колонны шанг (глубина спуска насоса), м;

c, b – доли длины верхней и нижней ступеней штанг;

x - отношение площадей сечения верхних и нижних штанг в ступеньчатой колонне;

fшт - площадь сечения верхних штанг (в ступеньчатой колонне), м²

fтр - площадь сечения труб по металлу, м

---

²

Е - модуль Юнга материала штанг и труб, Н/ м² (Па) (для стали - 21* 10¹⁰ Па).

,

где dвнеш – внешний диаметр труб, м;

h – толщина стенок труб, м.

.

.

Полезную мощность можно рассчитать по формуле :

.

Посчитаем мощность до изменений:

.

2.2. Основные причины низкой эффективности работы скважинного оборудования

По результатам проведенного динамометрирования можно выявить следующие причины низкой эффективности работы оборудования.

1. Влияние свободного газа. Не заполнение цилиндра насоса из-за низкого динамического уровня.

При ходе плунжера вверх в цилиндр насоса поступает газожидкостная смесь, и по мере увеличения объема под плунжером происходит как расширение свободного газа, так и выделение растворенного. Поэтому под влиянием газа происходит уменьшение коэффициента заполнения ШСН за счет того, что газ занимает часть рабочего цилиндра, и при движении плунжера вниз подвергается сжатию, а при движении вверх расширению, что приводит к снижению эффективности работы насоса.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяются следующие способы:

1) увеличение погружения насоса под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

2) уменьшение «мертвого» пространства под плунжером до приемного клапана;

3) применение насосов специальной конструкции;

4) увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема «мертвого» пространства в объеме, описываемом плунжером;

5) увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса с использованием различных устройств;

6) откачка затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

Влияние свободного газа из приведенных выше способов на данной скважине можно уменьшить сепарацией газа различными устройствами, например, газовым якорем, применением насосов специальной конструкции, откачкой затрубного газа с помощью поршневого компрессора с приводом от станка-качалки.

---

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень не даст положительного результата, поскольку насос спущен ниже уровня перфорации.

2.Приклинивание плунжера в верхней части насоса. Муфта подгоночного штангового штока, соединяющая устьевой шток и колонну штанг, в конце хода вверх упирается в сальник устьевой арматуры. Чтобы муфта не упиралась в сальник, следует сократить длину подвески устьевого штока.

2.3. Возможные направления оптимизации работы скважины. Обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования

Возможным вариантом действий может стать замена насоса 44 мм на насос 38 мм.

Теоретическая подача:

,

Тогда коэффициент подачи будет равен:

.

Вес жидкости:

,

.

Рассчитаем вес штанг с жидкостью и вес штанг в жидкости :

,

.

Максимальное напряжение цикла :

.

Минимальное напряжение цикла :

.

Амплитудное напряжение цикла :

.

Среднее напряжение цикла :

.

Напряжение в верхней части колонны штанг:

- приведенное по Одингу:

.

- приведенное по Марковцу:

---

.

- приведенное по Гудмену:

.

Посчитаем мощность после замены насоса:

.

Глава 3. Расчётная часть

3.1. Расчеты эксплуатации газовой скважины фонтанным способом.

Процесс эксплуатации газовых скважин характеризуется некоторыми особенностями, связанными со свойствами продукции. Так как процесс эксплуатации таких скважин осуществляется при повышенных давлениях на устье, к герметичности газовых скважин предъявляются повышенные требования. Обычно в добывающую скважину спускаются фонтанные трубы и комплекс скважинного оборудования, включающий пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и др.

Один из основных вопросов при эксплуатации газовых скважин - определение диаметра подъемных труб.

Одним из критериев при расчете диаметра подъемника газовой скважины является обеспечение выноса с забоя твердых или жидких частиц, содержащихся в продукции.
Вынос этих частиц зависит от скорости газового потока у башмака труб   .Основное условие выноса следующее:

 
где   - критическая скорость, при которой твердые или жидкие частицы находятся в потоке газа во взвешенном состоянии, м/с.

3.2. Расчет выноса твердых частиц.

В этом случае критическая скорость зависит от режима течения газа и диаметра выносимых частиц.

Режим течения определяется параметром Рейнольдса



или параметром Архимеда

 
где   – диаметр твердой частицы, м;   - плотность твердых частиц, кг/м

---

³ (при расчетах принимают   кг/м³)

Выделяют три режима течения:

Ламинарный   или   ;

Переходный   или   ;

Турбулентный   или   .

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:
Ламинарный режим  ;

Переходный режим  ;

Турбулентный режим  ;

где   – плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг/м³;  – динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака труб, Па*с.
Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление
 
или по заданному забойному давлению вычисляют дебит. Внутренний диаметр (в м) подъемника  , где   – дебит газа, тыс.м³/сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

---