8. Идеальная плотность ГЖС в условиях устья скважины:

;

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

9. Корреляционный коэффициент необратимых потерь давления:

;

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

10. Градиент давления:

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

11. Приведенная скорость жидкости при условии р ≥ р_нас:



12. Число Рейнольдса однофазного потока жидкости:



13.Коэффициент гидравлического трения потока:



14. Градиент давления в сечениях при условии р ≥ р_нас для точки Р = 12МПа:



15. Определяются параметры .

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.



Рисунок 3.1.1 - Распределение давления в стволе скважины *184

16. Численно интегрируем зависимость dH/dP=f(P), последовательно определяя положение сечений с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:

Р₁ = 12МПа; Н = 1898 м.

Результат расчета - в таблице В.2 Приложения В.

Определение глубины спуска насоса. Для этого определяем давление на приёме насоса:

Р_пн =0,3  8,4 = 2,52 МПа.

Полученному давлению по рисунку 3.1.1 (кривая распределения давления по стволу скважины) соответствует глубина спуска насоса L­_сн = 1000 м.

По остальным четырем скважинам Миннибаевской площади, осложненным коррозией глубинно-насосного оборудования, проведены аналогичные расчеты (Приложение В) для определения оптимальной глубины спуска насоса. Графики распределения давления по стволу осложненных коррозией скважин приведены в графическом разделе

---

, результаты определения оптимальных глубин спуска насосов по этим скважинам приведены в таблице 3.1.2.

Таблица 3.1.2 - Результаты определения оптимальной глубины спуска насоса на скважинах Миннибаевской площади, осложненных коррозией глубинно-насосного оборудования

Номера скважин	Глубина спуска насоса до ремонтов, м	Расчетные значения оптимальной глубины спуска насоса, м	Давление на приеме насоса, МПа	Давление на выкиде насоса, МПа
*184	1180	1000	2,52	8,8
*470	1203	1040	6,6	9,9
*053	1086	1150	6,5	9,0
*146	1102	1100	7,4	9,0
*164	1089,4	1070	6,5	8,9

Таким образом, в результате расчета распределения давления графоаналитическим методом определена оптимальная глубина спуска насоса в скважине *184, составляющая 1000 м. Рассчитана оптимальная глубина спуска насоса еще для четырёх осложненных коррозией оборудования скважин, которая изменяется от 1040 м (в скважине *470) до 1150 м (в скважине *053). Сравнивая оптимальную глубину спуска насоса, полученную по расчету распределения давления по стволу скважины, можно отметить, что по четырем из пяти рассмотренным скважинам до ремонта глубина спуска была больше расчетной, необходимой для обеспечения длительной эксплуатации скважины без осложнений, соответственно по этим скважинам необходимо уменьшение глубины спуска насоса, что будет способствовать увеличению срока эксплуатации ГНО.

Основная задача, связанная с выбором основных элементов насосного оборудования, связанных с режимом эксплуатации на скважине связана с обеспечением запланированных плановых отборов продукции скважин с оптимальными технологическими и технико-экономическими показателями работы и режима. Оптимизация эксплуатации скважин с установками ШСНУ направлена на подбор определенных элементов установки с характерными режимными параметрами. К критериям оптимальности для сопоставления оптимальных вариантов при компоновке элементов установки рекомендовано использовать минимальную величину приведенных затрат при подъеме скважинной жидкости в части, которая связана с типоразмером и режимом эксплуатации ШСНУ. Подбор компоновки ШСНУ [34] для осложненной коррозией скважины *184 Миннибаевской площади осуществляется согласно методике, приведенной в Приложении Г.

---

1. 
   Определение расхода газожидкостной смеси при давлении Р_пн =2,52 МПа.
   

а) количество растворенного в нефти газа Г_о (Р).

Объемные коэффициенты нефти b_н (Р) и жидкостиb_ж (Р):

;

;

;

Дебит дегазированной нефти:

;

Расход жидкости:

;

Расход свободного газа:

;

Расход газожидкостной смеси:

.
2. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина [34]: при Q_см(2,52)=7,75 м³/сут, L_н = 1000 м (L_н выбирается в зависимости от р_пн по кривым распределения давления в стволе скважины – рисунок 3.1.1) выбираем насос диаметром D_пл=32 мм.

3. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса. Вязкость откачиваемой жидкости до 60 мПа∙с, содержание механических примесей не более 0,05% по объему.

Учитывая, что насос будет спущен на значительную глубину, выбираем насос 20-125-THM с группой посадки fit-4 и приемными клапанами увеличенного типоразмера.

4. Выбираем колонну насосно-компрессорных труб [34]. При откачке жидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условным диаметром на 1-2 размера большим, чем рекомендуемый в [34]. С учетом этого выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.

По условному диаметру D_т=60 мм определяем наружный диаметр – D_тн=60,0 мм, внутренний – 50,3 мм, толщина стенки δ=5,0 мм, площадь сечения тела трубы по металлу f`_тр=19,9 см², группа прочности стали К.

Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса

Коэффициент сепарации газа у приема ШСН:

---

;

Относительная скорость движения газа на участке приема насоса: так как В > 0,5, то  =0,02 м/с.

Газовый фактор жидкости, поступающей в насос и НКТ:

;
Скорректированное значение давления насыщения Р_нас, соответствующие «трубному» газовому фактору:



Расход свободного газа V_гв (Р_пн) и газожидкостной смеси Q_см (Р_пн), поступающих в насос:

;

.

Определение давления на выходе насоса

Давление на глубине спуска L_н, определяемое по кривой распределения давления в скважине, принимаем за давление на выходе насоса.

Так как Р_вн> Р_нас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует.

L_H= 1000 м, Р_вн=8,8 МПа.

Р_вн> Р_нас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует:

;

;

;

;

.

Определение потерь давления в клапанных узлах

Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны:

;

.

Диаметр отверстий в седле клапанов выбираем по [34] с проходным сечением:

d'_кл.вс=14 мм, d'_кл.н=14 мм.

В качестве кинематической вязкости жидкости выбираем вязкость того из компонентов, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее, то есть:

Максимальная скорость движения продукции

---

в отверстии седла клапана с учетом неравномерности движения плунжера и соответствующее этой скорости число Рейнольдса Re_кл:

;

;

;

;



По графикам Степановой [34] определяем коэффициент расхода клапана в зависимости от числа Рейнольдса:



;

;

;

Рассчитываем давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

;



Расчет утечек в зазоре плунжерной пары

Утечки в зазоре плунжерной пары нового насоса:

;



Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Коэффициент наполнения, предварительно определив :

;

.

Коэффициент , учитывающий уменьшение объема нефти при снижении давления в сепарирующем устройстве за счет выделения растворенного газа:



Подача насоса W_нас для обеспечения запланированного отбора жидкости при коэффициенте наполнения. Требуемая подача насоса:

---

Смотрите также файлы

• Что мир знает о твоей стране.docx

• Тема Кр 1.docx

• 1. 1916 жылы лт азатты озалысты ірі орталыы.docx

• Анализ воспитательной работы в 1 и 3 кл за 2018 2019 учебный год.docx

• Разработка урока по литературе Поэтический мир Марины Цветаевой.docx