Расчёты в добыче нефти

О п р е д е л я е м м е с т о у с т а н о в к и п е р в о г о к л а п а н а

Для определения места установки второго клапана воспользуемся номограммой (рис. V.6), по которой находим максимальный пере­ пад давления на уровне первого клапана. Он же будет и закры­ вающим перепадом давления первого клапана. Из точки 869 м на верхней горизонтальной оси номограммы опускаем вертикаль до кривой V = 500 м3/ч. Полученная точка оказалась ниже гори­ зонтальной штрихпунктирной линии, соответствующей пусковому давлению 4,6 МПа. В связи с этим для клапанов У-1-М необходимо не доходя до этой точки повернуть вправо от пересечения вер­ тикали со штрихпунктирной линией пускового давления 4,6 МПа (точка а) и найти точку пересечения этой линии с кривой пуско­ вого давления 4,6 МПа (точка б). Далее ведем наклонную линию влево вниз и на оси абсцисс находим точку в, соответствующую перепаду 3,65 МПа. Следовательно, закрывающий перепад давле­

Закрывающий перепад давления второго клапана находим аналогично по той же номограмме. В данном случае вертикаль из точки 1272 м на верхней горизонтальной оси опущена до пере­ сечения с кривой V = 500 м3/ч. Находим Ар2 = 2,95 МПа.

Глубина установки третьего клапана

Учитывая, что L 3 = 1597 м > 1500 м, ограничимся двумя клапанами.

Однако следует отметить, что расчет пусковых клапанов воз­ можен по указанной формуле и номограмме до тех пор, пока спра­ ведливо неравенство

LK hcr +

Рпуск

pg ’

т. е. пока в процессе пуска скважины р3 > рпл и, следовательно, отсутствует приток жидкости из пласта.

91

а поэтому местоположение третьего клапана по номограмме найти нельзя. Следовательно, закрывающий перепад давления Дрг следует находить по формуле

по вновь найденному значению закрывающего перепада давления

Третий клапан оказался немного ниже башмака подъемной колонны.

В связи с тем, что рабочее давление уменьшится на величину перепада давления в клапане, третий клапан от расчетной глу­ бины 1513 м следует приподнять примерно на 20 м (до 1493 м).

При наличии в струе жидкости песка хвостовик опускают ниже башмака подъемной колонны до фильтра, а при отсутствии песка спускают хвостовик длиной 30—40 м для устранения пуль­ сации скважины.

Для более равномерной нагрузки на клапаны второй клапан также рекомендуется приподнять в данном случае примерно на 10 м (до 1262 м).

После перестановки клапанов следует внести поправки на закрывающие перепады давлений, которые будут равны

=0 ,1 6 -10е Па.

9.ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Задача 47. Дебит газовой скважины Q = 250 -103 м3/сут; за­ бойное давление р3 = 9,7 МПа; пластовая температура Т = = 305 К. Требуется определить диаметр подъемных труб.

92

При номинальной скорости газового потока в подъемных тру­ бах 10 м/с, которая обеспечивает вынос воды, конденсата и меха­ нических примесей, диаметр фонтанных труб находят по формуле

(V.23)

где Q — дебит скважины, тыс. м3/сут (в нормальных условиях); Т — пластовая температура, К; р3 — забойное давление, Па; z — коэффициент сжимаемости газа, принимаем z = 1.

Подставляя значения величин в формулу (V.23), находим внутренний диаметр фонтанных труб

Принимаем по ГОСТ 3845—75 трубы с условным диаметром 73 мм. В случае, если вследствие изменения условий притока газа к сква­ жине эти трубы не обеспечат получение заданного дебита, а также в целях уменьшения гидравлических потерь на трение, можно применить одновременную эксплуатацию скважины по фонтанным трубам и затрубному пространству.

Задача 48. Определить [максимально возможный дебит газо­ вой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну.

Исходные данные: внутренний диаметр фонтанных труб d =

— 62 мм (площадь сечения / = 0,00302 м2); диаметр обсадной колонны D = 127 мм (площадь сечения F = 0,0128 м2); глубина скважины Н = 1000 м; забойное давление р3 = 10 МПа; темпе­ ратура газа на устье Т = 300 К.

Максимальный дебит может быть при критической скорости газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая ско­ рость газа определяется по формуле

Максимальный суточный дебит газа при отборе его через фонтанные трубы равен

<2Ф= wKpf86400 = 86400 -415 -0,00302= 108300 м8/сут.

9 3

VI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

О ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДАЧИ И ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ШТАНГОВОГО НАСОСА

соса, м; S6 — длина хода головки балансира (сальникового штока), м; п — число качаний (двойных ходов) в минуту; р — относитель­ ная плотность жидкости; т] — коэффициент подачи насосной уста­ новки.

Формула (VIЛ) связывает пять переменных параметров, из которых можно определить любой при известных четырех других.

Для ускорения и облегчения расчетов по определению подачи штанговых насосов можно пользоваться специальной таблицей (см. прил. 5) или номограммой Иванова (рис. VI. 1), перестроен­ ной для стандартных диаметров насосов и длин хода сальникового штока в соответствии с ГОСТ 5866—76 на станки-качалки. На практике чаще всего приходится определять Q, D и rj, при этом произведение длины хода сальникового штока 5 на число качаний в минуту п принимают таким, чтобы оно не выходило из пределов, указанных в технических характеристиках станков-качалок. Сле­ дует ориентироваться на S max, при котором Sri изменяется от 22,5

Определим по номограмме (см. рис. VI. 1) фактическую подачу насоса <2Ф при следующих условиях: D = 68 мм, 5 = 1,8 м, п = 15, г| = 0,75 и р = 900 кг/м3. Для этого на левой ветви оси абсцисс найдем точку, соответствующую заданному значению п, затем проведем вертикаль вверх до значения S, а из полученной точки проведем горизонталь вправо до пересечения с лучом D, после чего опустим вертикаль до луча ц в четвертом квадранте и, наконец, проведем горизонталь влево до оси ординат, где и най­ дем фактическую подачу @ф = 105 м3/сут или 95 т/сут.

Для определения диаметра плунжера D (при известных п, S, QT и т]) берем точку фактической подачи в нижней части оси орди­ нат и точку числа качаний п в левой половине оси абсцисс и про­ ектируем их — первую вправо до пересечения с линией заданного

95

увеличить 5 и только при отсутствии такой возможности увели­ чить п.

При известных п, S, D и Q по номограмме можно определить коэффициент подачи насосной установки т).

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОДАЧИ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

Определение коэффициента подачи насоса, учитывающего упру­ гие удлинения насосных труб и штанг, требует длительных расче­ тов. Для облегчения и ускорения расчетов можно пользоваться номограммами1 (рис. V I.2, V I.3), построенными с использованием следующих формул.

Рис. V I.2. Номограмма для определения коэффициента подачи насоса тц

1. Коэффициента подачи, учитывающего упругие удлинения

1 З у б к о в Н. В. Номограмма для определения коэффициента наполне­ ния глубинного насоса. — «Нефть и газ», 1969, № 7, с. 34— 37.

2. Коэффициента подачи, учитывающего выигрыш хода за счет инерционных сил,

Вномограмме на рис. V I.3 нанесены значения п и L для опре­ деления iia-

Вслучае применения ступенчатой колонны штанг необходимо

где /?т — давление жидкости в насосных трубах над плунжером, Па; р u — давление всасывания насоса, Па; F — площадь сечения

плунжера насоса, м2; S< J TP — сумма сил гидравлического трения в трубах и трения плунжера в цилиндре насоса, Н; /гд — глубина до динамического уровня, м; рж — плотность жидкости, кг/м3.

Задана 51. Определить % и т]2 и общий коэффициент подачи насосной установки ц, работающей в следующих условиях: глу­ бина спуска насоса L = 1500 м; глубина скважины Н = 1600 м;

98

диаметр насоса Dn = 32 мм; диаметр насосных штанг dm = 19 мм; внутренний диаметр насосных труб dT = 50,3 мм; забойное давле­ ние р3 = 3 МПа; плотность жидкости рж = 850 кг/м3; процентное содержание воды пъ = 25%; длина хода головки балансира S 6 =

=1,8 м; число ходов в минуту п = 10.

Выполним сначала предварительные вычисления. Плотность жидкости

рж = 8 5 0 -0 ,7 5 + 1000-0,25 = 887 кг/м3.

Расстояние до динамического уровня

определения величины % проводим из точки а вертикаль до пере­ сечения с линией диаметра насосных труб (точка Ь), затем гори­

проведенная из точки е вниз, определит точку k , которая соответ­

Зная п и L, по номограмме (см. рис. V I.3) находим г)2 = 0,05. Общий коэффициент подачи

т) ■= “Hi + Лз = 0,82 + 0,05 = 0,87.

Упругие удлинения насосных труб и штанг Яуд = s6(l - 1 1, ) = 1,8(1 - 0 ,8 2 ) = 0,324 м.

Увеличение длины хода плунжера за счет инерционных сил

= 5 бт]а = 1,8-0,05 = 0,09.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОГРУЖЕНИЯ НАСОСА ПОД ДИНАМИЧЕСКИЙ УРОВЕНЬ

Задача 52. Рассчитать минимальное погружение насоса под динамический уровень без учета влияния газа при следующих условиях работы: диаметр плунжера насоса D = 56 мм; клапаны одинарные, нормального исполнения, открытого типа; диаметр отверстия в седле всасывающего клапана d0 = 26 мм; длина хода сальникового штока 5 = 1,8 м; число качаний в минуту п = 10; кинематическая вязкость нефти v = 1СГб ма/с; упругость паров

откачиваемой нефти ру = 35 кПа; плотность нефти р = 860 кг/м3; атмосферное давление рат = 0,1 МПа.

Минимальное погружение насоса под динамический уровень

где F — площадь сечения плунжера, м2; fQ— площадь сечения отверстия в седле всасывающего клапана, м2; р — коэффициент расхода, характеризующий пропускную способность клапана и являющийся функцией числа Рейнольдса; значение р находят по графику (рис. V I.4).

Рис. V I.4. График для определения коэффициента рас­ хода для различных клапанов штанговых насосов

где v — максимальная скорость жидкости в седле клапана, м/с:

По формуле (V I.7) получим

Re = 0,026 - 4,37/10-5 = 11 350.

По кривой р = / (Re) (см. рис. V I.4) для одинарных клапанов нормального исполнения открытого типа находим р = 0,27. Следовательно, по формуле (V I.6)

Таким образом, при погружении насоса более чем на 6,62 м будет обеспечено условие, необходимое для поступления жидкости в цилиндр насоса.

100