Нефть насосы

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Піднасуву/. Найбільший вміст важких вуглеводнів має нафтовий газ насув ділянки Мражниця Бориславського банку/ 488,35 г/м3/ і ділянки Міріам

/260,92г/м3/. Значно „сухіші” нафтові гази, які одержують з ділянки Мражниця Бориславського банку /22,35 г/м3/.

Вища теплова згоряння для газу Глибинної складки становить в середньому 9009,3 кДж/м3, нижча 8315,5 кДж/м3, зокрема для газу покладу Бориславського пісковика – відповідно 8740,14 і 8249,15 кДж/м3, для ямненського покладу - 9178,5 і 8748,1 кДж/м3.

В процесі експлуатації свердловин Бориславського родовища підвищилася об’ємна доля метану в нафтовому газі, знизилась об’ємна доля пропан-пентанових фракцій з вуглекислим газом і відносна густина газу, крім газу менілітових покладів Глибинної і Попельсьокї складок.

Вільний газ знаходився в поляницькому покладі Піднасуву і ямненському покладі Попельської складки.

Вільний газ з ямщицького покладу Попельської складки на сьогоднішній день не видобувається, так як свердловина, так як свердловина 2-Попелі находиться в очікувані ліквідації. Газ цього покладу складається з 91,3%

метану густина газу 0,8 кг/м3, відносна густина 0,6228.

Вільний газ видобувався з поляницького покладу Піднасуву свердловинам 1635 і 1685. він складався з метану /88,11%/ та його гомологів

/9,5%/. Густина газу 0,7809 кг/м3, відносна густина за повітрям 0,648.

початковий потенційний вміст конденсату 146 г/м3.

Слід відзначити, що дослідження газу Бориславського родовища вміст сірководню і гелію практично відсутній.

Вміст азоту у вільному газі не досягає промислової концентрації /30%/.

Вміст етану в газі перевищує промислову концентрацію /3%/, це стосується пропану і бутану /0,9%/.

Але, враховуючи те, що родовище розробляється більше 100 років, а

отже, значна частина видобувних запасів вже відібрана, організувати виробництво етану і пропану-бутан з газу недоцільно.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.3Вибір свердловини, її конструкція

іаналіз роботи

Для вводу в експлуатацію штанговим насосом я вибираю свердловину

24-Попелі Бориславського родовища. Оскільки дебіт свердловини почав знижуватись тому пропонується підбір обладнання для вводу свердловини на експлуатацію штанговою глибинно-насосною установкою.

Конструкція свердловини (див. Рис.1)

направлення діаметром 426 мм в інтервалі від 0 до 9 метрів,

забутоване

повністю;

кондуктор діаметром 324 мм в інтервалі від 0 до 100 метрів,

зацементований до гирла свердловини;

технічна колона діаметром 245 мм в інтервалі від 0 до 2254 метрів,

зацементований до гирла свердловини;

експлуатаційна колона діаметром 146 мм в інтервалі від 0 до

2448,37

метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа технічною водою та признана герметичною;

проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворів на метр погонний в інтервалі від 2398 до 2364 метра в експлуатаційній колоні.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.4 Вихідні дані для проектування

Глибина свердловини Н,м. 2420

Діаметр експлуатаційної колони D, мм 125

Абсолютний пластиковий тиск Рпл, МПа 13,4

Газовий фактор Go , м3/т 848

Густина нафти ρнкг/м3 859,2

Густина пластової води ρв ,кг/м3 1170

В’язкість нафти νн ,м2/с 2,03∙10-6

Вміст води в продукції свердловини nв , % 57

Коефіцієнт продуктивності свердловини Ко , т/(добу∙МПа) 1,2÷1,8

Коефіцієнт розчинності газу в нафті α , м3/(т∙МПа) 63,28

Плановий дебіт свердловини (нафти) після переводу Qн , т/добу 2,41

2.5Вибір верстата-качалки

2.5.1Визначення глибини спуску насоса

Визначаємо продуктивність свердловини з врахуванням води за формулою:

Q = Qн ∙ 100 / (100-nв), т/добу; (2.1)

Q = 2,41∙100 / (100-57)=5,6 т/добу

Визначаємо вибійний тиск із рівня припливу рідини, прийнявши коефіцієнт фільтрації п=1:

Рвиб = Рпл – Q / К0 , МПа (2.2)

де Рпл – пластовий тиск, МПа;

Q – продуктивність свердловини (дебіт рідини), т/добу;

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Так як глибина спуску насосу виявилась дуже великою, навіть більшою від глибини свердловини H, то для зменшення глибини спуску насоса і усунення шкідливого впливу газу на роботу насоса необхідно на його прийомі встановити газовий якір і опустити насос на нову глибину h, під динамічний рівень.

Вцьому випадку визначаємо кількість вільного газу, яка буде поступати

внасос з 1 м3 нафти, припускаючи, що газовий якір сепарує 80% вільного газу

взатрубний простір за формулою :

G’ = 0,2 ∙ G0 , м3/ т (2.7)

G’ = 0,2 ∙ 848 = 169,6 м3/ т

Для того, щоб ця кількість газу знаходилась в розчиненому стані, біля прийому насоса необхідно створити тиск :

Р’ = G’0 ∙ 106 / α , Па (2.8)

Р’ = 169,6 ∙ 106 / 63,28 = 2680151,7 Па Для створення такого тиску потрібно опустити насос під динамічний

рівень на глибину :

h’ = Р’ / (ρ ∙ g) , м (2.9)

h’ = 2680151,7 / (1036,3 ∙ 9,806 ) = 263,7 м

Необхідну глибину спуску насоса визначаємо за формулою :

L = H – Hд + h’ , м (2.10)

L = 2420 – 1003,7 + 263,7 = 1680 м

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.5.2Вибір типу верстата - качалки і марка насоса

Для вибору типу верстата-качалки і діаметра насоса визначаємо продуктивність установки в м3 / добу (при коефіцієнті подачі = 0,75 ) за формулою :

Q’ = Q ∙ 103 / ρ , м3/добу (2.11)

Q’ = 5,6 ∙ 103 / 1036,3 = 5,4 м3/добу

Тип верстата-качалки і діаметр насоса вибираємо з діаграми областей застосування верстатів - качалок. згідно діаграми обираємо верстат-качалку СКД6-2,5-2800 з числом коливань 14 кол / хв.

Тип насоса вибираємо в залежності від глибини спуску і характеристики продукції свердловини ( з каталогу штангових насосів ). Обираємо насос марки НВ1С29-18-25.

Підбір колони насосних штанг проводимо за приведеним напруженням в точці підвішування штанг з табл. 13-18 [25, ст.18-25].

Обираємо трьохступеневу колону штанг 16 мм; 19 мм; 22 мм :

l1 = 840м ; l2 = 470,4 м ; l3 = 369,6 м

2.7 Встановлення режиму роботи установки

графічним методом

Щоб забезпечити тривалу роботу верстата-качалки потрібно для одержання дебіту Q’ в м3 / добу прийняти максимально можливу довжину ходу сальникового штока S для вибраного типо – розміру верстата-качалки і знаходимо потрібне число коливань за такою формулою :

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

φ = 0,471∙ 1680 / 5100 = 0,155 ∙ (180º / 3,14 ) = 8,88º

де W – кутова швидкість обертання кривошипа верстата-качалки, рад/с;

L – глибина спуску насоса, м ;

а – швидкість розповсюдження звуку в матеріалі штанг ( для сталі а = 5100м/с).

Кутова швидкість обертання кривошипа визначається за формулою :

W = π∙n / 30, рад/с (2.20)

W = 3,14 ∙ 4,5 / 30 = 0,471 рад/с

де п – число коливань верстата-качалки, кол/хв.

Мінімальне навантаження на головку балансира за цикл дії свердловинного насоса визначаємо за формулою :

Pmin = Рш ∙ (b – (S ∙ n2 ∙ tgφ) / (1800 ∙ φ). Н (2.21)

Pmin = 43831,2 ∙ (0,87 – (2,1 ∙ 4,52 ∙ tg ∙8.88º) / (1800 ∙ 8.88º) = 38114.9, Н

Максимальний крутний момент на кривошипному волі редуктора визначаємо за формулою :

Mmax = [30 ∙ S + 0.236 ∙ (Pmax – Pmin)] ∙ g .,Н ∙ м (2.22)

Mmax = [30 ∙ 2,1 + 0,236 ∙ (48650,6 – 38114,9)] ∙ 9,806 = 24999,6 Н ∙ м

Одержані значення Pmax і Мmax не перевищують відповідно допустиме навантаження на головку балансира [Pmax] і допустимий крутний момент на кривошипному валі редуктора [Mmax], вказані в шифрі вибраного верстата-

качалки, то вибраний верстат-качалка забезпечує роботу установки.

СБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.10Визначення фактичної продуктивності установки

Фактичну продуктивність установки визначаємо за формулою :

Qф = 1.44 ∙ Fпл ∙ Sпл ∙ n ∙ ρ ∙ η , м3/добу (2.23)

Qф = 1,44 ∙ 0,000615 ∙ 1,8 ∙ 4,5 ∙ 1036,3 ∙ 0,75 = 5,5 м3/добу де Sпл – довжина ходу плунжера насоса, м ;

η – коефіцієнт подачі установки, який приймається 0,75;

інші позначення та їх розмірності такі ж як в попередніх формулах.

Фактичну довжину ходу плунжера визначаємо за формулою Л.С.Лейбензона – А. С. Вірновського :

Sпл = S / cosφ – λcm , м (2.24)

Sпл = 1,8 / cos8.88º - 0.0044 = 1.82 м

де λ – втрати ходу плунжера від видовження НКТ і насосних штанг.

При ступеневій колоні насосних штанг втрати ходу плунжера від видовження НКТ і штанг визначаємо за формулою :

Λст = Рр / Е ∙((L / fm) +( l1 / f1) + ( l2 / f2 ) + (l3 / f3)), м (2.25)

Λст = 10499,3/2,1 ∙ 1011 ∙ ((1680/0,0869) + (840 / 0,0201) + (470,4 / 0,0283) + (369,6 / 0,038)) = 0,0044 м

де l1, l2, l3 – довжина відповідної 1-ої, 2-ої, 3-ої ступені колони насосних штанг, м ;

f1 , f2 , f3 – площа поперечного перерізу насосних штанг відповідно 1-ої,

2-ої, 3-ої ступені.