Файл: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 284
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
0,1 (0,974-303)°'5
273 6,77-0,85-0,464
2,95-10 Зм (2,95 мм).
178
Номер клапана | ^ОТ расчет, мм | Клапан | Параметры клапана | L, м | т. к | Рг, МПа | | |
d0T. мм | «к | |||||||
1 | 2,95 | КС | 5,0 | 0,067 | 595 | 303 | 6,67 | |
2 | 3,19 | КС | 5,0 | 0,067 | 883 | 307 | 7,00 | |
3 | 3,79 | КС | 5,0 | 0,067 | 1020 | 309 | 7,13 | |
Клапан 3. 1. Определяем глубину установки клапана L3, для чего из точки (Я = L2 = 883 м, р = ртmin2 = 5,6 МПа) проводим прямую 10 параллельно профилю 2, а на расстоянии Ар = = Лркл + Api + Ар2 = 0,3 + 0,062 + 0,1 = 0,462 МПа — прямую, параллельную профилю 5. Координата положения точки пересечения прямых определяет L3 = 1000 м.
-
Так как глубина установки третьего клапана практически близка к глубине установки рабочего LpK = 1020 м, расчет расстановки пусковых клапанов прекращаем и третий клапан будет рабочим. -
Определяем максимальное давление в подъемной колонне на уровне второго клапана. Проводим прямую 11, соединяющую точку (Я = 0, р = ру = 1,0 МПа) с точкой (Я = LpK = 1020 м; р = ргз—Аркл—APl—Ар2 = 7,13—0,3—0,062—0,1 = 6,67 МПа). Координата р точки пересечения горизонтали (Я = L 2 = 883 м) с кривой 11 определит рттах 2 = 5,87 МПа. -
Рассчитываем по (8.11) снижение давления газа в затрубном пространстве, обеспечивающее закрытие второго клапана Ар2 = = (5,87—5,6)-0,067 = 0,018 МПа. -
На глубине установки клапана LpK = 1020 м последовательно определяем:
минимальное давление в подъемной колонне рт mi„ 3 = 6,47 МПа;
давление газа в затрубном пространстве
рг от з = ргз — A Pi — Др2 = 7,13 — 0,062 — 0,018 = 7,05 МПа;
температуру газа в затрубном пространстве Т3 = 309 К.
-
Рассчитываем по (8.23) диаметр отверстия седла клапана, для чего предварительно определяем:
отношение давлений газа после и до отверстия
Р2Ф1 “ Рт min 3/Рг оз — 6,57/7,15 = 0,919,
(так как это отношение больше критического, истечение газа через отверстие третьего клапана будет находиться в докритиче- ской области);
коэффициент С = 0,269;
180
| рт min’ МПа | рт max* МПа | Др^, МПа | П-1 £APi’ i=l МПа | Рс, МПа | Ст, | рс ст* МПа | ^тар’ МПа |
| 3,87 | 4,80 | 0,062 | | 6,49 | 1,034 | 6,28 | 6,70 |
| 5,60 | 5,87 | 0,018 | 0,062 | 6,85 | 1,048 | 6,54 | 6,92 |
| 6,47 | — | — | 0,080 | 7,01 | 1,055 | 6,65 | 7,09 |
диаметр отверстия седла клапана
d
от
0,0532-0,0694-
0.1 (0,974 -309)°'5
273 7,15-0,85-0,269
= 3,79-10—3 м (3,79 мм).
-
Выбираем по табл. 8.1 типоразмер клапана. Рассматриваемым условиям, так же как и в предшествующих случаях, удовлетворяет клапан КС с d
0T = 5 мм и Кк = 0,067.
от
0,0532-0,0694-
0.1 (0,974 -309)°'5
273 7,15-0,85-0,269
= 3,79-10—3 м (3,79 мм).
-
Выбираем по табл. 8.1 типоразмер клапана. Рассматриваемым условиям, так же как и в предшествующих случаях, удовлетворяет клапан КС с d
Определяем давление в сильфоне рабочего клапана на глубине его установки по (8.13)
Рс э = (7,13 — 0,062 — 0,018 + 6,47-0,067)/1,067 = 7,01 МПа.
-
Рассчитываем тарировочные параметры клапана: температурный коэффициент Стз = 309/293 = 1,055; давление зарядки по (8.15) рс-Ст а = (7,13 — 0,062—0,018 + + 6,47 • 0,067)/( 1,067 • 1,055) = 6,65 МПа;
номинальное давление тарировки (8.16) ртар 3 = 6,65-1,067 = = 7,09 МПа.
Результаты расчетов сведены в табл. 8.2. 9
9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) формулируется следующим образом:
выбрать компоновку основного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины (или группы скважин) таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.
Такая задача решается при проектировании системы разработки и эксплуатации нового нефтяного месторождения или при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.
181
При оптимизации работы уже эксплуатируемых установок решаются более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.
При проектировании эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т. е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.
Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые или песочные якори или другие специальные приспособления.
Основные исходные данные для нескольких расчетных вариантов приведены в табл. 9.1. Первый вариант характерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором, второй — для обводненной нефти со средним по величине газовым фактором, а третий — для высоковязкой нефти. Известно, что высоковязкие нефти, как правило, содержат мало растворенного газа. Поэтому в последнем варианте для упрощения расчетов условно принято, что газовый фактор равен нулю. Кроме того, для всех вариантов принято, что содержание механических примесей мало и не превышает 0,05 %