2 Техническая часть

2.1 Характеристика используемого оборудования

Принцип работы штанговой насосной установки.

Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса, который спускается в скважину под динамический уровень на насосно-компрессорных трубах диаметром 73-102 мм и штангах диаметром 19-28 мм индивидуального привода, состоящего из станка-качалки и электродвигателя, и устьевого оборудования, в состав которого входят: тройник с сальником и планшайба. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы.

Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.(См. Рис. 2)

Рисунок 2 - Штанговой насосной установки

2.2 Станки-качалки.

Станки – качалки - индивидуальный балансирный механический привод ШСН. Их выпускали по стандартам 1951, 1956 и 1966 гг. В настоящее время на станки-качалки типа СК второй модификации действует ГОСТ 5866-76, который предусматривает 13 типоразмеров СК. В шифре, например, СК-3-2500, указано: наибольшая допускаемая нагрузка P_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3 – наибольшая длина хода устьевого штока, м.; 2500 – наибольшая допускаемый крутящий момент М_кр.max. на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м. Дополнительно СК характеризуют числом n качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин ^–1.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира 15 совершает движение по дуге, то для сочленения её с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 14. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки (длина хода устьевого штока 13) регулирует путём изменения сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальцев в другое отверстие).

Частота движения головки балансира (число качаний n) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой (больший или меньший) диаметр, т.е. регулирования работы СК дискретное.

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир (СК 2), кривошип (СК4-СК 20) или на балансир и кривошип (СК 3). Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также само запуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Известны другие индивидуальные механические приводы, включающие также двигатель, трансмиссию и преобразующий механизм. Для привода с одноплечным балансиром характерно расположение опоры на закрепленном конце балансира и опорой. Уравновешивание может быть как грузовым, так и пневматическим за счёт сжатия воздуха в пневмоцилиндре с гидравлическим затвором. Подкачка воздуха в систему уравновешивания обеспечивается небольшим компрессором. В балансирных СК с увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры отдельных узлов и всей установки. Значительные массы качающегося балансира создают большие инерционные нагрузки, ухудшающие устойчивость станка.

2.3 Анализ добывных возможностей скважин

1 Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока:

К=Q_ф/(Р_пл-Р_заб) м³/МПа*сут (1)

Q_ф - дебит скважин (м³/сут)

Рпл - пластовое давление (МПа);

Рзаб - забойное давление (МПа).

Скв. №300: К=6.95/(13.8-3.2)=0.65 м³/МПа*сут.

Скв. №322: К=41.3/(15.2-12.8)=17.20 м³/МПа*сут.

Скв. №325: К=6/(12.8-9.45)=1.79 м³/МПа*сут.

Скв. №348: К=13/(14.6-6.23)=1.55 м³/МПа*сут.

Скв. №364: К=8.7/(13.4-5.6)=1.11 м³/МПа*сут.

Скв. №366: К=26.2/(13.2-11.6)=16.37 м³/МПа*сут.

Скв. №386: К=6.3/(13-7.08)=1.06 м³/МПа*сут.

Скв. №1106: К=7.1/(15.1-10.9)=1.69 м³/МПа*сут.

Скв. №1118: К=11.8/(14.7-6.94)=1.52 м³/МПа*сут.

Скв. №1122: К=47.4/(15-12.5)=18.96 м³/МПа*сут.

Скв. №1143: К=44.1/(14.7-10.2)=9.8 м³/МПа*сут.

Скв. №1153 К=37.6/(15.5-9.6)=6.37 м³/МПа*сут.

Скв. №1175: К=12.3/(11.8-5.2)=1.86 м³/МПа*сут.

Скв. №1176: К=10.9/(13.8-3.34)=1.04 м³/МПа*сут.

Скв. №1182: К=20.2/(14.4-6.75)=2.64 м³/МПа*сут.

Скв. №2092: К=17.1/(15.3-5.59)=1.76 м³/МПа*сут.

Скв. №2100: К=44.8/(13.7-4.2)=4.71 м³/МПа*сут.

Скв. №2101: К=12/(12.1-5.81)=1.90 м³/МПа*сут.

Скв. №2108: К=55.1/(13.7-11.3)=22.95 м³/МПа*сут.

Скв. №2110: К=45.5/(15.7-11.9)=11.97 м³/МПа*сут.

Скв. №2120: К=32.3/(15.4-10.7)=6.87 м³/МПа*сут.

Скв. №2126: К=17.7/(11.4-7.6)=4.65 м³/МПа*сут.

Скв. №2147: К=6/(10.7-8.2)=2.4 м³/МПа*сут.

Скв. №109: К=10.4/(10.9-6.2)=2.21 м³/МПа*сут.

Скв. №326: К=32.2/(11.5-5.52)=5.40 м³/МПа*сут.

Скв. №361: К=24.6/(14.9-6.35)=3.22 м³/МПа*сут.

Скв. №507: К=47.8/(15.1-6.75)=5.72 м³/МПа*сут.

Скв. №1117: К=44.7/(15-7.21)=5.73 м³/МПа*сут.

Скв. №1126: К=41.3/(173-5.22)=3.41 м³/МПа*сут.

Скв. №1146: К=41.3/(10.5-7.84)=15.52 м³/МПа*сут.

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Р_{мах.доп.}=0.75*Р_нас. (если n_в>50%) (МПа); (2)

Р_{мах.доп.}=0.3*Р_нас. (если n_в<50%) (МПа), (3)

Р_нас. – давление насыщения (МПа);

n_в – обводнённость продукции (%).

Р_{мах.доп.(322,325,366,1106,1118,1122,1143,2108,2110,2120,1091117,1172)}=0.75*8=6МПа

Р_{мах.доп.(300,348, 364, 386, 1153, 1175, 1176, 182, 2092, 2100, 2101, 2126, 2147, 326, 361, 507, 1126, 1146)}= 0.3*8=2.4 МПа

Определение максимального допустимого дебита скважин

Q_{мах.доп.}=К*(Р_пл.-Р_{мах.доп}) (м³/МПа*сут). (4)

Скв. №300: Q_{мах.доп.}=0.65(13.8-2,4)=7.41 м³/МПа*сут

Скв. №322: Q_{мах.доп.}=17.20(15.2-6)=158.24 м³/МПа*сут

Скв. №325: Q_{мах.доп.}=1.79(12.8-6)=12.172 м³/МПа*сут

Скв. №348: Q_{мах.доп.}=1.55(16.6-2,4)=18.91 м³/МПа*сут

Скв. №364: Q_{мах.доп.}=1.11(13.4-2,4)=8.214 м³/МПа*сут

Скв. №366: Q_{мах.доп.}=16.37(13.2-6)=173.796 м³/МПа*сут

Скв. №386: Q_{мах.доп.}=1.06(13-2,4)=7.42 м³/МПа*сут

Скв. №1106: Q_{мах.доп.}=1.69(15.1-6)=15.379 м³/МПа*сут

Скв. №1118: Q_{мах.доп.}=1.52(14.7-6)=13.224 м³/МПа*сут

Скв. №1122: Q_{мах.доп.}=18.96(15-6)=170.64 м³/МПа*сут

Скв. №1143: Q_{мах.доп.}=9.8(14.7-6)=120.54 м³/МПа*сут

Скв. №1153: Q_{мах.доп.}=6.37(15.5-2,4)=83.447 м³/МПа*сут

Скв. №1175: Q_{мах.доп.}=1.86(11.8-2,4)=17.484 м³/МПа*сут

Скв. №1176: Q_{мах.доп.}=1.04(13.8-2,4)=11.856 м³/МПа*сут

Скв. №1182: Q_{мах.доп.}=2.64(14.4-2,4)=31.68 м³/МПа*сут

Скв. №2092: Q_{мах.доп.}=1.76(15.3-2,4)=22.82 м³/МПа*сут

Скв. №2100: Q_{мах.доп.}=4.71(13.7-2,4)=53.223 м³/МПа*сут

Скв. №2101: Q_{мах.доп.}=1.90(12.1-2.4)=11.59 м³/МПа*сут

Скв. №2108: Q_{мах.доп.}=22.95(13.7-6)=176.71 м³/МПа*сут

Скв. №2110: Q_{мах.доп.}=11.97(15.7-6)=116.10 м³/МПа*сут

Скв. №2120: Q_{мах.доп.}=6.87(15.4-6)=89.31 м³/МПа*сут

Скв. №2126: Q_{мах.доп.}=4.65(11.4-2.4)=41.85 м³/МПа*сут

Скв. №2147: Q_{мах.доп.}=2.4(10.7-2.4)=11.28 м³/МПа*сут 9

Скв. №109: Q_{мах.доп.}=2.21(10.9-6)=18.785 м³/МПа*сут

Скв. №326: Q_{мах.доп.}=5.40(11.5-2.4)=49.14 м³/МПа*сут

Скв. №361: Q_{мах.доп.}=3.22(14.9-2.4)=40.25 м³/МПа*сут

Скв. №507: Q_{мах.доп.}=5.72(15.1-2.4)=72.64 м³/МПа*сут

Скв. №1117: Q_{мах.доп.}=5.73(15-6)=51.57 м³/МПа*сут

Скв. №1126: Q_{мах.доп.}=3.41(17.3-2.4)=50.809 м³/МПа*сут

Скв. №1146: Q_{мах.доп.}=15.52(10.5-2.4)= 125.712 м³/МПа*сут

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:

Р_{мах.доп.}=0.75*Р_нас. (если n_в>50%) (МПа); (5)

Р_{мах.доп.}=0.3*Р_нас. (если n_в<50%) (МПа), (6)

Р_нас. – давление насыщения (МПа);

n_в – обводнённость продукции (%).

Р_{мах.доп.(322,325,366,1106,1118,1122,1143,2108,2110,2120,1091117,1172)}=0.75*8=6МПа

Р_{мах.доп.(300,348, 364, 386, 1153, 1175, 1176, 182, 2092, 2100, 2101, 2126, 2147, 326, 361, 507, 1126, 1146)}= 0.3*8=2.4 МПа

Определение разности дебитов.

∆Q=Q_{мах.доп.}-Q_ф. (м³/МПа*сут) (7)

Скв. №300: ∆Q_.=7.41-6.9=0.51 м³/МПа*сут

Скв. №322: ∆Q_.=158.24-41.3 =116.94м³/МПа*сут

Скв. №325: ∆Q_.=12.172-6=6.172 м³/МПа*сут

Скв. №348:∆Q_.=18.91-13 =5.91м³/МПа*сут

Скв. №364: ∆Q_.=8.214-8.7= -0.486м³/МПа*сут

Скв. №366: ∆Q_.=173.796-26.2= 150.596м³/МПа*сут

Скв. №386: ∆Q_.=7.42 -6.3=1.12м³/МПа*сут

Скв. №1106: ∆Q_.=15.379-7.1= 8.279м³/МПа*сут

Скв. №1118: ∆Q_.=13.224-11.8 =1.424м³/МПа*сут

Скв. №1122: ∆Q_.=170.64-47.4 =123.24м³/МПа*сут

Скв. №1143: ∆Q_.=120.54-44.1=76.44 м³/МПа*сут

Скв. №1153: ∆Q_.=83.447 -37.6=45.847м³/МПа*сут

Скв. №1175: ∆Q_.=17.48412.3 =5.184м³/МПа*сут

Скв. №1176: ∆Q_.=11.856-10.9 =0.956м³/МПа*сут

Скв. №1182: ∆Q_.=31.68 -20.2=11.48м³/МПа*сут

Скв. №2092: ∆Q_.=22.82-17.1 =5.7272м³/МПа*сут

Скв. №2100: ∆Q_.=53.223 -44.8=8.423м³/МПа*сут

Скв. №2101∆Q_.=11.59 -12=-0.41м³/МПа*сут

Скв. №2108: ∆Q_.=76.71-55.1= 121.615м³/МПа*сут

Скв. №2110: ∆Q_.=116.10-45.5=70.609 м³/МПа*сут

Скв. №2120: ∆Q_.=89.31-32.3= 57.11м³/МПа*сут

Скв. №2126: ∆Q_.=41.85 -17.7=24.15м³/МПа*сут

Скв. №2147: ∆Q_.=11.28 -6=5.28м³/МПа*сут 9

Скв. №109: ∆Q_.=18.785 -10.4=8.385м³/МПа*сут

Скв. №326: ∆Q_.=49.14 -32.3=16.84м³/МПа*сут

Скв. №361: ∆Q_.=40.25 -27.6= 12.65м³/МПа*сут

Скв. №507: ∆Q_.=72.64 -44.8=24.844м³/МПа*сут

Скв. №1117: ∆Q_.=51.57 -44.7=6.87м³/МПа*сут

Скв. №1126: ∆Q_.=50.80-41.3 =9.509м³/МПа*сут

Скв. №1146: ∆Q_.=125.712 -41.3=84.412м³/МПа*сут

Анализ технологического режима скважин

Определения коэффициента газосодержания

G=176/((1-n_в)*p_n (8)

Скв.300 G=176/((1-0.06)*1145=0,16

Скв. 322 G=176/((1-0.8)*1116=0,79

Скв. 325 G=176/((1-0.6)*1184=0,37

Скв. 348 G=176/((1-0.33)*1124=0,23

Скв. 364 G=176/((1-0.2)*1170=0,18

Скв. 366 G=176/((1-0.6)*1122=0,39

Скв. 386 G=176/((1-0.05)*1170=0,16

Скв. 1106 G=176/((1-0.8)*1140=0,77

Скв. 1118 G=176/((1-0.6)*1112=0,39

Скв.1122 G=176/((1-0.86)*1121=1,12

Скв. 1143 G=176/((1-0.97)*1153=5

Скв. 1153 G=176/((1-0.05)*1145=0,16

Скв. 1175 G=176/((1-0.1)*1137=0,17

Скв. 1176 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1182 G=176/((1-0.24)*1124=0,2

Скв. 2092 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2100 G=176/((1-0.08)*1170=0,16

Скв. 2101 G=176/((1-0.14)*1170=0,17

Скв. 2108 G=176/((1-0.96)*1170=3,8

Скв. 2110 G=176/((1-0.96)*1130=3,9

Скв. 2120 G=176/((1-0.96)*1140=0,16

Скв. 2126 G=176/((1-0.04)*1137=0,16

Скв. 2147 G=176/((1-0.1)*1170=0,17

Скв. 109 G=176/((1-0.6)*1172=0,4

Скв. 326 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Скв. 361 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 507 G=176/((1-0.05)*1176=0,15

Скв. 1117 G=176/((1-0.63)*1138=0,47

Скв. 1126 G=176/((1-0.05)*1170=0,15

Скв. 1146 G=176/((1-0.07)*1176=0,16

Определение приведенного пластового давления

Р_пр=Р_пл/Р_ср.кр._. (МПа) (9)

Р_ср.кр._.= среднее критическое давление (≈ 2.56 МПа)

Скв.300 Р_пр=13,8/2,56=5,4

Скв. 322 Р_пр=15,2/2,56=5,9

Скв. 325 Р_пр=12,8/2,56=4,88

Скв. 348 Р_пр=14,6/2,56=5,7

Скв. 364 Р_пр=13,4/2,56=5,2

Скв. 366 Р_пр=13,2/2,56=5,1

Скв. 386 Р_пр=13/2,56=5,07

Скв. 1106 Р_пр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1118 Р_пр=14,7/2,56=5,7

Скв.1122 Р_пр=15/2,56=5,89

Скв. 109 Р_пр=10,9/2,56=4,25

Скв. 1153 Р_пр=15,5/2,56=6,05

Скв. 1143 Р_пр=14,7/2,56=5,74

Скв. 1176 Р_пр=13,8/2,56=5,4

Скв. 1182 Р_пр=14,4/2,56=5,65

Скв. 2092 Р_пр=15,3/2,56=5,98

Скв. 2100 Р_пр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2101 Р_пр=12,1/2,56=4,7

Скв. 2108 Р_пр=13,7/2,56=5,4

Скв. 2110 Р_пр15,7/2,56=6,1

Скв. 2120 Р_пр=15,4/2,56=6,01

Скв. 2126 Р_пр=11,4/2,56=4,45

Скв. 326 Р_пр=11,5/2,56=4,5

Скв. 2147 Р_пр=10,7/2,56=4,2

Скв. 1146 Р_пр=10,5/2,56=4,1

Скв. 361 Р_пр=14,9/2,56=5,8

Скв. 507 Р_пр=15,1/2,56=5,9

Скв. 1117 Р_пр=15/2,56=5,8

Скв. 1126 Р_пр=17,3/2,56=6,8

Скв. 1175 Р_пр11,8/2,56=4,6

Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамическим уровнем.

Н_опт.=((ρ_пр – ρ_зат)*10⁶)/( ρ_ж*g). (М) (10)

ρ_зат – затрубное давление. (МПа)

g – ускорение свободного падения. (9,8)

Н_опт.300=((13,8-0,14)* 10⁶)/(1145*9,8)=1217,4

Н_опт.322=((15,2-1,9) * 10⁶)/(1116*9,8)=1216

Н_опт.325=((12,8-1,19) * 10⁶)/(1184*9,8)=1000,5

Н_опт.348=((14,6-2,29) * 10⁶)/(1124*9,8)=1117,5

Н_опт.364=((13,4-2,12) * 10⁶)/(1170*9,8)=983,8

Н_опт.366=((13,2-1,74) * 10⁶)/(1122*9,8)=1042

Н_опт.386=((13-2,08) * 10⁶)/(1170*9,8)=952

Н_опт.1106=((15,1-0,62) * 10⁶)/(1140*9,8)=1296

Н_опт.1118=((14,7-2,78) * 10⁶)/(1211*9,8)= 1254,9

Н_опт.1122=((15-0,98) * 10⁶)/(1121*9,8)= 1254

Н_опт.1143=((14,7-0,79) * 10⁶)/(1153*9,8)=1239

Н_опт.1153=((15,5-1,31) * 10⁶)/(1145*9,8)=1264,6

Н_опт.1175=((11,8-2,57) * 10⁶)/(1137*9,8)=828,4

Н_опт.1176=((13,8-0,5) * 10⁶)/(1170*9,8)=1159,9

Н_опт.1182=((14,4-1,13) * 10⁶)/(1024*9,8)=1322,3

Н_опт.2092=((15,3-5,93) * 10⁶)/(1170*9,8)=817,2

Н_опт.2100=((13,7-1,69) * 10⁶)/(1170*9,8)=1047,4

Н_опт.2101=((12,1-1,94) * 10⁶)/(1170*9,8)=886,1

Н_опт.2108=((13,7-1,38) * 10⁶)/(1170*9,8)=1074,4

Н_опт.2110=((15,7-2,17) * 10⁶)/(1130*9,8)=903,1

Н_опт.2120=((15,4-0,63) * 10⁶)/(1140*9,8)=1322

Н_опт.2126=((14,4-1) * 10⁶)/(1137*9,8)= 1202,5

Н_опт.2147=((10,7-1,59) * 10⁶)/(1170*9,8)=794,5

Н_опт.109=((10,9-1,93) * 10⁶)/(1172*9,8)=780,9

Н_опт.326=((11,5-2,69) * 10⁶)/(1176*9,8)=764,4

Н_опт.361=((14,9-1,87) * 10⁶)/(1176*9,8)=1130

Н_опт.507=((15,1-1,87) * 10⁶)/(1176*9,8)=1147,5

Н_опт.1117=((15-1,6) * 10⁶)/(1138*9,8)=1201

Н_опт.1126=((17,3-1,18) * 10⁶)/(1170*9,8)=1406

Н_опт.1146=((10,5-0,3) * 10⁶)/(1176*9,8)=885

Определение фактической глубины спуска насоса под динамическим уровнем.

h_ф = L - H_д. (м) (11)

L - глубина спуска насоса (м)

Н_д - динамическая высота (м)

h_{ф 300}= 1250-1121=129 (м)

h_{ф 322}=949-338=611. (м)

h_{ф 325}=983-590.=393 (м)

h_{ф 348}=1176-946=230 (м)

h_{ф 364}=1197-1039.=158 (м)

h_{ф 366}=797-510=287 (м)

h_{ф 386}=1100-817 =283 (м)

h_{ф 1106}=1003-370.=633 (м)

h_{ф 1118}=1014-902=112 (м)

h_{ф 1122}=847-159.=688 (м)

h_{ф 1143}=995-471=524 . (м)

h_{ф 1153}=996-786.=210 (м)

h_{ф 1175}=1249-977=272 (м)

h_{ф 1176}=1150-1101=49 (м)

h_{ф 1182}=1219-891=328 (м)

h_{ф 2092}=1209-978=231 (м)

h_{ф 2100}=1184,7-1054=130,7 (м)

h_{ф 2101}=1360-1068=292 (м)

h_{ф 2108}=1002-436=566 (м)

h_{ф 2110}=996-188=880 (м)

h_{ф 2120}=1004-431=573 (м)

h_{ф 2126}=1000-798=202 (м)

h_{ф 2147}=1195-772=420 (м)

h_{ф 109}= 964-880=84 (м)

h_{ф 326}=940-861=79 (м)

h_{ф 361}=1240-940=300 (м)

h_{ф 507}=983-888=95 (м)

h_{ф 1117}=988,3-809=179,3 (м)

h_{ф 1126}=1039-909=130 (м)

h_{ф 1146}=1020-650=370 (м)

Определение разности м/д оптимальной и фактической глубины погружение насоса

3,h=Н_опт.-h_ф . (м) (12)

h₃₀₀=1217,4-129=1088,4. (м)

h₃₂₂=1216-611=605. (м)

h₃₂₅=1000,5-393=607,5 (м)

h₃₄₈=1117,5-230=887,5. (м)

h₃₆₄=483,8-158=280,8 (м)

h₃₆₆=1042-287=755 (м)

h₃₈₆=952-283=669 (м)

h₁₁₀₆=1296-633=633 (м)

h₁₁₁₈=1254,9-11=1243,9 (м)

h₁₁₂₂=1254-688=566 (м)

h₁₁₄₃=1239-524=715 (м)

h₁₁₅₃=1264,6-210=1054,6 (м)

h₁₁₇₅=828,4-272=556,4 (м)

h₁₁₇₆=1159,9-49=1110,9 (м)

h₁₁₈₂=1322,3-328=994,3 (м)

h₂₀₉₂=817,2-231=586,2 (м)

h₂₁₀₀=1047,4-130,7=916,7 (м)

h₂₁₀₁=886,1-292=594,1 (м)

h₂₁₀₈=1074,4-566=508,4 (м)

h₂₁₁₀=903-880=23 (м)

h₂₁₂₀=1322-573=749 (м)

h₂₁₂₆=1002,5-202=800,5 (м)

h₂₁₄₇=794,5-420=374,5 (м)

h₃₁₀₉=780,9-84=696,9 (м)

h₃₂₆=764,4-79=685,4 (м)

h₃₆₁=1130-300=830 (м)

h₅₀₇=1147,5-95=1052,5 (м)

h₁₁₁₇=1201-179,3=1021,7 (м)

h₁₁₂₆=1406-130=1276 (м)

h₁₁₄₆=885-370=515 (м)

Определение коэффициента подачи насоса

η=Q_ф/Q_т (13)

η₃₀₀=3,1/6,9=0,4

η ₃₂₂=15,3/41,3=0,37.

η ₃₂₅=5,7/6=0,95

η ₃₄₈=.4,9/13=0,38

η ₃₆₄=2,2/8,7=.0,25

η ₃₆₆=21/26,2=0,8

η ₃₈₆=3,5/6,3=.0,5

η ₁₁₀₆=6/7,1=.0,84

η ₁₁₁₈=4/11,8=0,34

η ₁₁₂₂=43,5/47,4=.0,76

η ₁₁₄₃=0/44,1=0

η ₁₁₅₃=17,6/37,6=0,47

η₁₁₁₇₅=6/12,3=0,49

η ₁₁₇₆=0,2/10,9=0,02

η ₁₁₈₂=18/20,2=0,89

η ₂₀₉₂=6,5/17,1=0,38

η ₂₁₀₀=9/44,8=0,2

η ₂₁₀₁=7/12=.0,58

η ₂₁₀₈=25,6/55,1=0,46.

η ₂₁₁₀=31,2/45,5=0,69

η ₂₁₂₀=25,1/32,3=0,78

η ₂₁₂₆=11,9/17,7=0,67

η ₂₁₄₇=4,1/6=0,68

η ₁₀₉=0/10,4=0

η ₃₂₆=0/32,3=0

η ₃₆₁=14/27,6=0,5

η ₅₀₇=20,2/47,8=0,42

η ₁₁₁₇=15,8/44,7=0,35

η ₁₁₂₆=0/41,3=0

η ₁₁₄₆ =20/41,3=0,48

Выбор оборудования по скважине № 300

Для расчета возьмем скважину № 300

1. Определяем планируемый отбор жидкости (при n=1)

Q=K*(P_пл-P_заб)ⁿ (14)

Q=0,65*(13,8-3,2)=6,89 т/сут

2. Определяем теоретическую производительность установки (при n=0,6-0,8)

Q_т=Q*10³/ρ_ж* η (15)

Q_ф - фактический дебит

η – коэффициент подачи насоса

ρ_ж – плотность жидкости

Q_т=3,1*10³/1145*0,4=1,08 м³/сут

Определяем глубину спуска насоса под динамический уровень.

L=H_ф-((P_заб-P_пр)*10⁶)/(ρ_ж*g) (м) (16)

Н_ф – фактическая глубина (м).

Р_пр – приведенноедавление (МПа).

L = 1250-((3,2-5,2)* 10⁶)/(1145*9,8)=1428 (м).

Выбираем тип СК.

По диаграмме Адонена А. М. выбираем тип станка-качалки.

6СК-6-2.1-2500

d_нас=32 мм

6 - номер модели СК.

6 - доступная нагрузка на головку балансира.

2.1 - максимальная длина хода полированного штока.

2500 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя.

Выбираем диаметры.

d_нас =28 мм, НКТ = 48 мм, толщина стенки = 4 мм

Определяем число качаний балансира.

n=Q_ф * 10⁴ / 1440 * F * S * ή * ρ_ж (17)

Q_ф – фактический дебит

F – площадь поперечного сечения плунжира

S – длина хода плунжира

ή – коэффициент подачи

ρ_ж – плотность жидкости

F = п d²/ 4 (18)

d – диаметр насоса.

F = 3.14 *0.028² / 4 = 0,0006154 (м²)

n = 3,1 * 10³ / 1440 * 0.0006154 * 2.1 * 0,4*1145=1,3

Определяем мощность электродвигателя.

N= 0,0409* π * D²_пл * S * n * ρ_ж * ġ * Н * η* K (кВт) (19)

D_пл - диаметр плунжера.

S – длина хода полированного штока.

n – число двойных качаний в минуту.

ρ – плотность откачиваемой жидкости.

Н – высота подъема жидкости.

η – коэффициент подачи.

К - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка качалки.(К=1.2 для уравновешенного и К=3.4 для неуравновешенного станка качалки).

N = 0.0409*3.14*0,028² * 2,1*1,3*1145*9,8*1250*0.4*1,2=1,8 (кВт). (20)

3 СПЕЦ. ВОПРОС

Применение против АСПО скважинных магнитных аппаратов типа МАС

Один из наиболее неблагоприятных факторов при эксплуатации скважин является отложение асфальто-смолисто-парафинистых веществ (АСПО) и высокая вязкость добываемой продукции. АСПО представляет собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в маслах и смолах. Состав этих суспензий зависит от свойств и состава исходной нефти. АСПО имеют свойства твердых аморфных тел, которые, откладываясь в призабойной зоне пласта, на нефтепромысловом оборудовании и трубах, приводят к падению производительности системы, снижению эффективности работы скважин вплоть до полной их остановки.

Наиболее распространенные методы воздействия на АСПО применяются либо для предотвращения их выпадения, либо для уничтожения (растворения, удаление из системы) и делятся на четыре группы:

- механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования;

- нанесение защитных покрытий на поверхности труб и оборудования;

- химическая обработка скважин;

- тепловая обработка скважин;

- магнитная обработка.