ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Факультет_______________Нефтетехнологический­­­­­­­­­­­­­­­­­_____________________

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»_

Контрольная работа

по предмету:

«Нефтегазопромысловое оборудование»

Вариант № 31

Выполнил: Проверил: Студент V курса, группы 8 «А» Доцент кафедры РиЭНиГМ

______Юдин А .К_____ Кантария С. Н._________ «____»________ 2009 г. Оценка:_________________

«_____»____________ 2009г.

Самара 2009 г .

СОДЕРЖАНИЕ

1. Подбор колонны НКТ для фонтанной эксплуатации скважины, расчёт длины колонн на наклонном участке скважины и на участке набора кривизны с проверкой условий прочности на растяжение и внутреннее давление, при условии оттеснения жидкости в затрубном пространстве до уровня воронки НКТ.

2. Расчёт напора, выбор центробежного насоса ЭЦН и двигателя.

3. Расчёт оборудования при штанговой глубиннонасосной эксплуатации скважин.

   1. Выбор оборудования ШГНУ и определение параметров работы насоса.

   2. Определение нагрузок на головку балансира СК.

   3. Определение длины хода плунжера штангового насоса.

   4. Расчёт производительности и коэффициента подачи ШГНУ.

   5. Расчёт прочности колонны штанг.

Список использованной литературы.

1. ПОДБОР КОЛОННЫ НКТ ДЛЯ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ, РАСЧЕТ ДЛИНЫ КОЛОНН НА НАКЛОННОМ УЧАСТКЕ СКВАЖИНЫ И НА УЧАСТКЕ НАБОРА КРИВИЗНЫ С ПРОВЕРКОЙ УСЛОВИЙ ПРОЧНОСТИ НА РАСТЯЖЕНИЕ И ВНУТРЕНЕЕ ДАВЛЕНИЕ, ПРИ УСЛОВИИ ОТТЕСНЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ДО УРОВНЯ ВОРОНКИ НКТ

Таблица 1.1

№ Варианта	V1 (M)	V3 (M)	D2 (M)	q(град /10 м)	Обсадная колонна	pж кг/м³	Pбуф МПа
31	300	2500	900	1,00	146*7,7	800	0,1

На рис.1.1 показан профиль наклонно – направленной скважины.

Профиль наклонно – направленной скважины.

Рис.1.1.

Находим длины участков АВ и ВС.

(1.1)

Находим расстояние DC и DO.

DC = D₂ – R₁ = 900 – 573,2 = 326,8 м.

DO = V₃ – V₁= 2500 – 300 = 2200 м.

Находим угол DOC.

.

Находим расстояние OC.

.

Находим BOC⁰ и BOD⁰.

.

.

Находим

(1.2)

.

Находим расстояния BC и AB.

.

(1.3)

.

Имеем V₁ = 300 м , AB = 234 м, BC = 2223,5 м.

Длина колоны НКТ равна Σ ΜD = 2757,5 м.

Проверяем условия прочности на растяжение и внутреннее давление, при условии оттеснения жидкости в затрубном пространстве до уровня воронки НКТ. Примем за первую секцию гладкие НКТ 735,5 из стали групп прочности «Д» (σ_т = 380 МПа).

Страгивающую нагрузку находим по формуле Ф.И.Яковлева:

(1.4)

где b = δ – h – толщина тела трубы под резьбой в основной плоскости;

δ – толщина стенки;

h – высота профиля резьбы;

D_ср = d + b – средний диаметр тела трубы под резьбой;

d = D - 2δ – внутренний диаметр трубы;

- поправка Шумилова;

λ – угол наклона несущей поверхности резьбы к оси трубы;

φ – угол трения в резьбе (φ = 7⁰ - 9⁰);

L_рез – длина резьбы с полным профелем ;

σ_т – предел текучести материала трубы.

δ = 5,5 мм, h = 1, 412 мм, D = 73 мм, L_рез = 40,3 мм.

b = 5,5 – 1,412 = 4,088 мм,

d = 73 – 25,5 = 62 мм,

D_ср = 62 + 4,088 = 66,088 мм,

сtg (λ + φ) = ctg 69⁰ = 0,384.

.

Предельную нагрузку разрушения по телу находим по формуле:

(1.5)

.

Глубина спуска данной трубы с заданным коэффициентом запаса в случае вертикальной скважины:

, (1.6)

q – масса 1 погонного метра трубы;

n – коэффициент запаса (n = 1,2 – 1,3);

d – ускорение свободного падения.

.

Вес трубы в вертикальной скважине:

,

. (1.7)

Вес трубы на наклонном участке скважины:

, (1.8)

.

Разница весов:

, следовательно

. (1.9)

Длина первой секции:

,

.

Принимаем вторую секцию трубы с высаженными наружу концами 73×5,5 из стали групп прочности «Д» (σ_т = 380 МПа).

q = 9,66 кг/м, L_рез = 41,3 мм, h = 1,81 мм.

Находим :

.

, (1.10)

.

.

Поправка Шумилова:

.

Страгивающая нагрузка:

.

Предельная нагрузка по телу:

, (1.11)

.

Вес второй секции:

.

Суммарный вес колонны:

.

Коэффициент запаса на растяжение:

, (1.12)

.

Допустимое внутреннее давление:

, (1.13)

.

Определяем фактическое внутреннее давление трубы при плотности добываемой жидкости кг/м³, Р_буф = 0,1МПа по формуле:

, (1.14)

.

Коэффициент запаса:

.

Следовательно, выбранная нами ступенчатая колонна НКТ проходит как по условию прочности, так и по внутреннему давлению для заданных условий скважины.

В таблице 1.2 приведено количество секций НКТ, тип НКТ и соответствующая длина секций.

Таблица 1.2

Количество секций НКТ	Тип НКТ	Группа прочности	Длина секции, м
1 секция	Трубы гладкие с треугольной резьбой	Д	2523,9
2 секция	Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой	Д	233,6

2. Расчет напора, выбор цнтробежного насоса

ЭЦН И ДВИГАТЕЛЯ

В таблице 2.1 приведены исходные данные для расчёта.

Исходные данные.

Таблица 2.1

№ вари анта	Dок мм	Qж, м³/ сут	Hскв, м	hст, м	К, м³/с.мпа	Hдин, м	ν, СПЗ	hг, м	Pбуф, МПа	Lспут, м	ρж, кг/м³	Г, м³/м³	n, %
31	130	115	2651	800	30	40	2,9	15	1,5	60	863	41,5	10

Определяем площадь внутреннего канала НКТ при ν_ср = 1,3 м/с по формуле:

, (2.1)

где Q – дебит скважины, м³/сут;

ν_ср – выбранная величина средней скорости.

.

Внутренний диаметр находим по формуле:

, (2.2)

.

Ближайший большой d_вн имеют НКТ диаметром 48 мм (d_вн= 40,3 мм).

Скорректируем выбранное значение ν_ср = 130 см/с по формуле:

, (2.3)

где F_вн – площадь внутреннего канала выбранных стандартных НКТ,

F_вн = 12,75 см².

.

При выборе НКТ по кривым потерь в насосных трубах при дебите 115 м³/сут и КПД = 0,96 также получим НКТ диаметром 48 мм.

Депрессия определяется при показателе степени притока, равном единице:

, (2.4)

где K – коэффициент продуктивности скважины, м³/сут ∙ МПа;

ρ_ж – плотность жидкости, кг/м³;

g = 9,81 м/с².

.

Число Рейнольдса находим по формуле:

, (2.5)

где ν – кинематическая вязкость жидкости, м²/с.

.

Относительную гладкость труб находим по формуле:

, (2.6)

где Δ – шероховатость стенок труб, принимаемая для незагрязненных

отложениями солей и парафина труб равной 0,1 мм.

.

В нашем случае число Рейнольдса R_е > 2300, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления λ находим по формуле:

, (2.7)

.

Глубину спуска насоса находим по формуле:

, (2.8)

где h_ст – статический уровень, м;

h – глубина погружения насоса под динамический уровень, м.

.

Потери на трение в трубах находим по формуле:

, (2.9)

где l – расстояние от скважины до сепаратора, м.

.

Потери напора на преодоление давления в сепараторе находим по формуле:

, (2.10)

где P_с = P_буф – избыточное давление в сепараторе.

.

Необходимый напор определяем по формуле:

, (2.11)

где h_r – разность геодезических отметок сепаратора и устья скважины, м.

.

Для получения дебита Q = 115 м³/сут и напора H_с = 1500 м по табл. 5.4 [4] выбираем ЭЦН5 – 125 – 1550 с числом ступеней 342, учитывая, что эксплуатационная колонна у нас диаметром 130 мм.

По данным табл. 5.4 [4] построим участок рабочей области характеристики Q – H. На рис. 2.1 показана рабочая область характеристики ЭЦН5-125- 1550.

Рабочая область характеристики ЭЦН5 – 125 – 1550.

Из полученной рабочей области характеристики найдём, что при дебите 115 м³/сут напор ЭЦН на воде составит 1475 м.

Найдем напор насоса на реальной жидкости по соотношения, если по условию

ρ_ж = 863 кг/м³:

, (2.12)

где Н_в – табличное значение напора ЭЦН;

ρ_в – плотность пресной воды;

ρ_ж – плотность реальной жидкости.

.

Так как вязкость жидкости не превышает 3 сантипуаз, то пересчет по вязкости жидкости не требуется.

Для совмещения характеристик насоса и скважины определим число ступеней, которое нужно снять с насоса по формуле:

, (2.13)

Следовательно, насос должен иметь 300,1 ступени. Вместо снятых устанавливаются проставки.

Напор одной ступени составит 5 м.

Полезную мощность электродвигателя определяем по формуле:

, (2.14)

.

Необходимую мощность двигателя определяем по формуле:

, (2.15)

.

Ближайший больший типоразмер выбираем по табл. 5.5 [4]. Это ПЭД 40-103 с КПД 0,72, напряжение 1000 В, сила тока 40А, cos α = 0,80, температура окружающей среды до 55⁰ С.

Этому двигателю соответствует гидрозащита 1ГТ57ИК.

По табл. 3.4 [3] можно также выбрать ПЭД 54-103, который будет иметь больший запас мощности.

4. РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ШТАНГОВОЙ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В табл. 3.1 приведены исходные данные для необходимых расчётов.

Исходные данные.

Таблица 3.1

№ в	D э/к	Η сп	Ρ буф	Ρ пл	Η д	Ρ заб	Q жидк	Обвод нен	Плот – ность	Вяз-кость
	мм	м	МПа	атм	м	атм	т/сут	%	кг/м³	см²/с
31	150	1100	0,3	163,0	900	150	10	78	810	0,02