2.3.3. Технологический расчёт надежности оборудования шгну

Исходные данные для расчета:

Скважина A

Глубина скважины – Н = 340м;

Пластовое давление – P_пл = 3,25МПа;

Давление насыщения - Р_нас = 2,7МПа;

Газовый фактор - G_o = 8м³/м³;

Продуктивность скважины - k =9,78 × 10^-10 м³/сек ×Па;

Обводненность - β _в = 0,8;

Среднесуточный дебит скважины – q = 0,318 ∙ 10^{– 3} м³/с;

Кинематическая вязкость нефти - n_н = 224,7мм²/с;

Кинематическая вязкость воды - n_в = 2,022мм²/с;

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны – d = 0,15м;

Пластовая температура – Т_пл = 305К;

Плотность дегазированной нефти - ρ _н.д. = 945кг/м³;

Плотность воды – ρ_в = 1000кг/м³;

Плотность свободного газа - ρ_г.с. = 0,98кг/м³;

Устьевое давление – Р_у = 0,1МПа;

Устьевая температура – Т_у = 293К.

Решение:

1. Построение КРД по затрубному пространству

Определяем дебит нефти:

Определяем забойное давление:

Определяем коэффициенты растворимости газа в нефти:

Определяем плотность жидкости:

Определяем кинематическую вязкость жидкости:

Определяем относительную плотность попутного газа:

где ρ_возд.=1,293кг/м³ – плотность воздуха.

Определяем среднекритические (псевдокритические) параметры попутного газа:

Построение кривой распределения давления по затрубному пространству от забоя до динамического уровня скважин (снизу вверх) и определение давления у приема насоса.

Примем шаг по давлению (разность давления на концах участков) в соответствии:

Принимаем участки с давлением на концах (Таблица 2.3.1).

Таблица 2.3.1.

Значения давлений на концах участков затрубного пространства

I	1	2	3	4	5	6
P' = Pзаб – (i – 1)∆P	2,92·106	2,66·106	2,4·106	2,14·106	1,88·106	1,62·106
P'' = Pзаб - i∆P	2,7·106	2,4·106	2,14·106	1,88·106	1,62·106	1,36·106

Определим средние и приведенные давления по участкам:

Определим приведенную температуру:

где .

Определим коэффициент сжимаемости газа по участкам:

Определим плотность и расход выделившегося газа при средних термодинамических условиях участков:

где Р₀ = 101325Па и Т₀ = 273,15К – давление и температура при нормальных условиях.

Определим поверхностное натяжение на границе «жидкость-газ» по участкам:

Определим критический расход газа:

Для всех участков ς_кр > ς (первая структура смеси).

Определим газонасыщенность потока по участкам:

Определим плотность газожидкостной смеси по участкам:

Определим потери на трение:

Определим длины участков:

Составим таблицу NN точек (Таблица 2.3.2):

Таблица 2.3.2

Данные для построения КРД затрубного пространства

J	1	2	3	4	5	6	7
	2,92	2,66	2,4	2,14	1,88	1,62	1,36
	340	317,32	290,52	263,7	236,87	210,02	183,14

По данным таблицы построен график с кривой распределения давления по стволу скважины

2. Построение КРД по колонне НКТ (сверху- вниз) и определение давлений на выкиде насоса

Давление у приема насоса принимаем равным:

(Р_пр = 0,2 ÷ 0,3 от Р_нас); Р_пр = 0,81 ∙ 10 ⁶ Па

Из точки оси давления 0,81∙ 10 ⁶ Па опускаем вертикаль до пересечения с кривой распределения давления, затем из последней точки пересечения проводим горизонталь до пересечения с осью глубин и устанавливаем глубину спуска насоса L_н= 127,55 м, принимаю L_н=128 м.

По диаграмме А.Н. Адонина для Q=2,8 куб.м/сут. и L_н=128 м диаметр насоса Д=32мм, т.к. глубина спуска не превышает 1200 м, то примем невставной насос НСН-1. Диаметрнный зазор принимаем равным 120∙10^-6м (III группа посадки). Примем клапнные узлы: d_кл.в= d_кл.н=0,014 м (диаметры отверстий всасывающего и нагнетательного клапанов). Насос НСН-1-32 можно опустить в НКТ с условным диаметром d_у=48 мм (внутренний диаметр d_в=0,04 м, наружный d_н=0,048) на штангах из легированной стали марки 20 НМ нормализованных. Конструкция колонны штанг одноступенчатая: d=22 мм, 16 штанг по 8 метров.

Определим коэффициент сепарации газа:

где σ_с.о – коэффициент сепарации у открытого приема насоса;

где d _к.н – диаметр корпуса насоса.

Трубный газовый фактор (из учета сепарации части свободного газа в затрубное пространство):

Все данные берем для 9-го участка, в котором находиться прием насоса:

Р_ср9 = 0,71∙ 10 ⁶Па

Р_пр9 = 0,155

Z = 0,972

ς₉ = 57 ∙ 10 ^-6 м³/с

Трубное давление насыщения:

Принимаем участки с давлением на концах (Таблица 2.3.3)

Таблица 2.3.3.

Значения давлений на концах участков в колонне НКТ

I	1	2	3	4	5	6
P' = Pзаб – (i – 1)∆P	2,92·106	2,66·106	2,4·106	2,14·106	1,88·106	1,62·106
P'' = Pзаб - i∆P	2,7·106	2,4·106	2,14·106	1,88·106	1,62·106	1,36·106

Определим средние и приведенные давления и коэффициенты сжимаемости газа по участкам 1 – 7:

Определим плотность и расход выделившегося газа в средних термодинамических условиях участков 1 -7:

Определим поверхностное натяжение на границе «жидкость-газ» по участкам 1 -7:

Определим эквивалентный диаметр кольцевого пространства:

где d_ср = d_шт. = 0,022 м.

Определим критический расход газа:

На всех 7-ми участках структура смеси эмульсионная (пенная),

т.к. ς<ς_кр.

Определим паронасыщенность потока 1 -7 участков:

φ_г = 0,01801;

φ_{г3 – 7} = 0.

Определим плотность газожидкостной смеси по участкам:

Определим потери на трение по участкам 1-7. Предварительно найдем К:

Определим длины 1-8 участков:

Составим таблицу NN точек (Таблица 2.3.4).

Таблица 2.3.4.

Данные для построения КРД в колонне НКТ

j	1	2	3	4	5	6	7	8	9
	0,1	0,36	0,62	0,88	1,14	1,4	1,66	1,92	2,18
l =∑ li	0	24,4	51,17	77,47	103,77	130,07	156,37	182,67	208,97

Насос точки на предыдущий график и приведем линию КРД в НКТ. Проведем из 4точки глубины L_н = 128 м горизонталь до пересечения с КРД по НКТ, затем из последней точки пересечения вертикаль до пересечения с осью давлений. Получим давление на выкиде насоса:

Р_вык = 1,35 МПа

3. Выбор параметров режима откачки

Определим максимальную скорость движения газожидкостной смеси в седле всасывающего клапана:

Значение ς берем для 9-го участка, в котором находится насос (ς₉= 57 ∙ 10^-6 м²/с).

Определим число Рейнольдса:

Коэффициент расхода µ_кл.в = 0,29.

Определим перепад давления на всасывающем клапане:

Определим максимальную скорость движения жидкости (Р_вык>Р_нас.тр) в седле нагнетательного клапана:

Найдем число Рейнольдса:

Коэффициент расхода µ_кл.в = 0,29.

Определим перепад давления на нагнетательном клапане:

Определим давление в цилиндре при всасывании и нагнетании:

Определим перепад давления создаваемый насосом:

Определим критический зазор плунжерной пары:

где l_пл – длина плунжера; l_пл = 1,2 м

е =0 ÷ 1– относительный эксцентриситет,

Полученный критический зазор δ_кр = 3,7 ∙ 10 ^-6 > δ = 120 ∙ 10 ^-6 поэтому режим течения жидкости в зазор ламинарный и:

Определим коэффициент наполнения насоса с утечек:

Коэффициент наполнения насоса с учетом свободного газа будем определять по формуле:

где т_вр – относительный обьем среднего пространства насоса;

R_н.ц – газонасыщенность жидкости в цилиндре при давлении нагнетания, м³/м³.

где R_вс.ц – газонасыщенность жидкости в цилиндре при давлении всасывания м³/м³.

В нашем случае:

Определим R_вс.ц;

Определим β_с.г:

Определим подачу насоса, обеспечивающего запланированный дебит при получении коэффициента накопления:

Определим скорость откачки при Д = 32 мм:

Выбираем S_пл.п = 0,3 м и определяем:

Предварительно установлены параметры режима откачки диаметра насоса Д = 32 мм; длина хода плунжера L_пл = 0,3 м; станок-качалка СК-1,5-0,42-100; число качаний балансира n = 0,136 c ^-1 или 8,18 мин ^-1.

4. Выбор конструкции штанговой колонны

Предварительно, по таблицам Каз. НИПИ нефть была выбрана колонна штанг длиной 128 м, d = 22 мм.

Определим коэффициенты:

Определим площадь плунжера:

Определим гидростатическую нагрузку:

Определим коэффициенты динамичности при ходе вверх и вниз:

Определим плавучесть штанг и вспомогательный множитель:

Определим удельные силы гидродинамического трения:

Определим силы сопротивления , сосредоточенные у плунжера:

Определим вес тяжелого низа:

Определим длину нижней ступени:

Для 25 мм штанги q _тн = 41 Н/м.

Определим длину верхней ступени:

Берем одну штангу по 8м и L _тн =8м.

5. Определение коэффициента подачи штанговой установки

Определим упругие деформации труб и штанг:

Определим критерий динамичности (параметр Коши):

Критический параметр Коши:

Так как φ < φ _кр определяем коэффициент подачи без учета:

Общий коэффициент подачи штанговой насосной установки (усадкой пренебрегаем):

Определим вес колонны штанг в воздухе и в жидкости с учетом веса тяжелого низа:

Определяем коэффициенты:

По справочным таблицам находим значения кинематических коэффициентов:

α₁ = 1,1; а₁= 0,9; α₂ =0,72; а₂= 1,55.

Определим вибрационную и инерционную составляющие по формулам:

Определим поправочные коэффициенты для динамических составляющих нагрузок:

С учетом этих коэффициентов определяем максимальную и минимальную нагрузку в точке подвеса штанг:

6. Определение сил сопротивлений, возникающих при работе насосной установки

Будем считать постоянным угол отклонения ствола скважины от вертикали α и равным 5⁰ (0,087 рад). Силу механического трения можно определить по формуле:

Величину С _шт по данным В.М. Троицкого можно принять равной 0,25, тогда:

Силу гидродинамического трения рассчитаем по формуле с учётом движения жидкости в колонне НКТ:

Знак плюс соответствует ходу штанг вверх, а знак минус – ходу вниз.

А, В – числовые коэффициенты, зависящие от размеров кольцевого сечения между штангами и подъемными трубами, определяемые по формулам:

При ходе вниз:

Определим максимальное, минимальное амплитудное и среднее напряжение в штангах:

Приведенное напряжение в штангах:

Допустимое напряжение для данных штанг [ δ _пр] = 70·10⁶ Па

7. Определение максимального крутящего момента и выбор станка-качалки

А.Н. Алдонин на основании анализа опыта эксплуатации насосных установок рекомендует при выборе оборудования и режима откачки рассчитывать максимальный крутящий момент по кривошипному валу редуктора по эмпирической формуле Р.А. Рамазанова:

Таким образом, получаются следующие параметры:

Сравнивая расчетные данные с паспортными характеристиками станков-качалок, находим, что этим условиям удовлетворяет станок-качалка 2СК2-0,06-250.

8. Расчет энергетических показателей работу ШСНУ

Полезная мощность:

Коэффициент потерь мощности на утечки:

Потери мощности в клапанных узлах:

Мощность расходуемая на преодоление механического и гидродинамического трения, а также трения плунжера в цилиндре:

Затраты мощности в подземной части установки:

КПД подземной части установки:

Согласно рекомендациям справочной литературы принимаем:

Тогда общий КПД установки:

Результаты всех расчетов сведены в таблицу 2.3.5.

Таблица 2.3.5.

Основные параметры выбранной штанговой глубинной насосной установки для скважины №64 на месторождении Центрально-Восточная Прорва.

Параметры	Тип и размеры
Станок - качалка	2СК2 - 0,06 - 250
Насосно-компрессорные трубы,м	0,048
Глубинный насос	НСН – 1 - 32
Число качаний, кач/мин	8
Длина хода, м	0,3
Диаметр насоса, м	0,032
Коэффициент подачи насоса	0,94
Общий КПД установки	0,41