Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.10.2024

Просмотров: 253

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

для верхней ступени

0 1 1

°пл

 

£ +

Рж ( і ~

d \

>

V 2

d \

■о

d l

) г + Р и і ( £ - Ж - ^ г ) ; (Ѵ .35)

 

 

,

а а 1

= 575

 

L +

m cррш

СО-5

(Ѵ .36)

 

2 g

 

 

 

 

 

 

*^макс 1 О'ср j -f- СГа1.

Следовательно, для двухступенчатой колонны штанг должно иметь место равенство

^макс і®аі — ^макс 2^а2-

Подставляя в это равенство значения отдельных членов, найден­ ные выше, и решая его относительно I, можно определить длину нижней ступени колонны штанг.

При подборе группы прочности стали для штанг надо руковод­ ствоваться следующими нормами допускаемых приведенных напря­ жений [37]:

для углеродистых штанг (сталь 40У) — 7 кгс/мма; для тех же штанг с уплотненной поверхностью, наклепанной

дробью, — 8 кгс/мм2; для нормализованных штанг из хромоникелевой (20ХН) или

марганцовистой (36Г1) стали — 9 кгс/мм2; для сорбитизировэнных штанг из никельмолибдеиовой стали

15НМ — 11 кгс/мм2.

Кроме аналитического метода (по формулам А. С. Вирновского), для подбора насосных штанг по приведенным напряжениям можно пользоваться расчетными таблицами (приложения 13, 14, 15) и номо­ граммой Я. А. Грузинова (см. рис. 60). На этой номограмме по оси абсцисс отложены глубины спуска насоса в м, а по оси ординат — значения приведенных напряжений в кгс/мм2.

Система точек и квадратов в правой части номограммы (I), соеди­ ненных между собой пунктирными линиями, выражает сочетание применяемых диаметров насосов и штанг.

Система пунктирных линий в левой части номограммы (И) выра­ жает сочетание чисел качаний гг и длины хода сальникового штока s.

Система сплошных линий в левой части номограммы (III) служит для расчетов ступенчатых колонн. Расстояния между этими линиями и осью ординат выражают, величины снижения приведенного напря­ жения при переходе от ступени меньшего диаметра к соседней ступени большего диаметра.

Таким образом, пользуясь номограммой, можно быстро и без громоздких вычислений рассчитать ступенчатую колонну штанг.

60


7. Расчет утяжеленного низа колонны насосных штанг 1

Исследованиями Н. В. Зубкова установлено, что сила трения плунжера о цилиндр насоса при отсутствии в жидкости песка имеет небольшую величину, которой можно пренебречь.

Фактически опусканию штанг при ходе плунжера вниз противо­ действуют следующие силы:

1)разность гидравлических сил, действующих на плунжер снизу

исверху;

2)гидравлические сопротивления при движении жидкости через нагнетательные клапаны;

3)силы трения штанг о трубы и жидкость;

4)инерционные силы.

Последние две силы действуют равномерно по всей колонне штанг (кроме случая искривления ствола), а потому не вызывают продоль­ ного изгиба штанг. Следовательно, суммарная сила, вызывающая продольный изгиб штанг при ходе вниз, будет

Снз = 0,1£рж/ Ш+ Стк кгс,

(V.37)

где 0,1І,рж/ш — разность гидравлических сил, действующих на плунжер снизу и сверху (L — глубина спуска насоса в м); рж — относительная плотность жидкости; /ш — площадь сечения штанг в см2); GTK— гидравлические сопротивления в нагнетательных кла­ панах, равные

Gm = nKAp(FnJt- f 0),

(V.38)

где re« — число нагнетательных клапанов на плунжере; F„n — пло­ щадь сечения плунжера в см2; / 0 — площадь отверстия в седле кла­ пана в см2; Ар — потеря напора в одном клапане, определяемая по формуле [39]

А р = М - Ю - Ч ^ Р ж

( Ди,)« кгс/см2

 

(V.39)

(здесь s — длина хода плунжера в

м; п — число ходов

плунжера

в минуту; d0 — диаметр отверстия

в седле клапана

(в одинаковой

с Dnn размерности); р — коэффициент расхода (определяется в зави­ симости от числа Рейнольдса) [47, рис. 23]).

Для определения Re надо найти максимальную скорость движе­ ния жидкости через отверстие в седле клапана по формуле [39]

..макс _ D^nns

(V.40)

d§60

 

По величине силы, вызывающей продольный изгиб штанг, нахо­

дят величину изгибающего напряжения в штангах:

 

 

Она =

g|13(dI7~dm) КГС/СМ2,

(V.41)

1 Н. В. З у б к о в .

Методика определения потребного утяжеленного низа

насосных штанг. «Нефть

п газ»,

1964, № 1, с. 43—47.

 

61


где dr и dw — внутренний диаметр насосных труб и диаметр насос­ ных штанг в см; W = 0,1 — момент сопротивления штанг.

Если аІІЗ получится больше допускаемого (400 кгс/см2),

то следует

применить утяжеленный низ.

 

Необходимый вес утяжеленного низа будет

 

GyT= GH3 — Сдоп кгс,

(V.42)

где допускаемая нагрузка ^Доп определяется из формулы для сгнз:

aH3W

(V.43)

^?доп

— с?щ

Длина утяжеленного низа

 

 

Gут

 

 

Iут Ош

м,

(V.44)

где дш— вес 1 м насосных штанг,

принимаемых в качестве утяже­

ленного низа, в кгс.

Утяжеленный низ колонны насосных штанг следует также при­ менять при небольших заклиниваниях плунжера насоса песком. Необходимый вес утяжеленного низа в этих случаях определяется опытным путем и не должен превышать 360 кгс.

После подбора утяжеленного низа надо проверить его на воз­ можность спуска в иасосиые трубы принятого диаметра. Иногда приходится увеличивать диаметр насосных труб.

8. Расчет газового и газо-песочного якорей [31]

Расчет газового и газо-песочного якорей состоит в определении диаметра корпуса, числа корпусов, длины якоря, коэффициента сепарации, числа отверстий в каждом корпусе, объема песочной секции и диаметра рабочей трубки песочного якоря.

Площадь сепарационного сечения якоря Ея в см2 (при диаметре пузырьков газа 0,2 см и коэффициенте использования объема якоря 0,6) определяется по формулам:

для тяжелых, вязких нефтей

Ря = 0,013EnJ1s/iv;

(У.45)

для легких нефтей

 

Ея= 0,0054Еплз?г-^ѵ;

(Ѵ.46)

для нефтей, обводненных более чем на 80%,

 

Ея= 0,00012Епл5И.

(Ѵ.47)

Величины, входящие в эти формулы, имеют следующие значения и размерности; Рпл — площадь сечения плунжера насоса в см2; s — длина хода плунжера в см; п — число качаний в минуту; ѵ — кинематическая вязкость жидкости в см2/с.

62


Задаваясь диаметром всасывающей трубы (обычно принимается 48 мм), определяют диаметр корпуса газового якоря:

 

 

D» = V Jl T

+ d» см’

(v.48)

где

dH— наружный диаметр всасывающей трубы в см.

 

 

Найденную величину диаметра корпуса округляют до размера

стандартного диаметра.

 

 

 

 

Если такой якорь спустить в скважину нельзя, то необходимо

применить

многокорпусный

якорь.

Число корпусов будет

равно

 

 

 

=

Я

(V.49)

 

 

 

1

 

где

Ря

общая потребная

площадь сепарации в см2; F’a = 0,785

І ф я )2 <2Ц — площадь сепарации одного корпуса газового

якоря,

диаметр которого соответствует габаритам скважины.

 

 

Рабочая длина однокорпусного якоря должна быть не менее 207)я,

а длина каждого корпуса многокорпусного якоря

 

 

 

 

=

 

(V.50)

 

Коэффициент сепарации газового якоря будет1

 

 

 

К с

 

(V.51)

где £?„ — количество газа, приходящееся на газовый якорь, в м3/м3; G„ — количество газа, проходящего через насос, в м3/м3;

GЯ

0,5 (G0— ар)

F пл

(V.52)

Р+

1

F - K

 

 

 

 

GT— ар

(V.53)

 

~

Р+ 1

 

 

где G0 — общий газовый фактор в

м3/м3; р =

— избыточное

давление на приеме якоря в кгс/см2 (h — глубина погружения насоса под динамический уровень в м; р — плотность жидкости); GT — газовый фактор для потока нефти в трубах в м3/м3; а — коэффициент

растворимости газа в (кгс/сма) ; Р — площадь сечения эксплуата­

ционной колонны в см2.

Число отверстий в каждом корпусе газового якоря можно опре­ делить по формуле А. С. Вирновского

(V.54)

1 Н. В. З у б к о в . Определение коэффициентов сепарации газовых яко­ рей. «Нефть и газ», 1963, № 5, с. 37—40.

63


где п г и п2 — число отверстий в верхнем и нижнем корпусах; X

коэффициент гидравлического сонротивления

(принимается

X =

= 0,03);

р — коэффициент расхода жидкости через отверстия

(при­

нимается

р = 0,7); L — расстояние между

отверстиями

во

внутренних трубах верхнего и нижнего корпусов в см (принимается

L =

1,2/я, где

Ія — рабочая длина

корпуса якоря); dB — внутрен­

ний

диаметр всасывающей трубы

в

см;

d0— диаметр отверстий

в якоре в см

(обычно d0 = 1 см);

п0

= .П2~^Пі — среднее число

отверстий, принимаемое равным 14.

£

зная их сумму (пг +

Найдя разность числа отверстий п2 — щ и

п 1 = 28), можно определить значения п2 и

пѵ

Суммарная площадь сечения отверстий в наружной трубе якоря должна быть по крайней мере в 4 раза больше сечения приемного клапана насоса.

Объем песочной секции газо-песочного якоря ЯГП-1

 

FK=

м2)

(Ѵ.55)

где DK — диаметр корпуса якоря в м; ^ = 5 м — длина песочной камеры.

Диаметр внутренней рабочей трубки песочного якоря при отсут­ ствии насадки

d,

120 000ѵ

(Ѵ.56)

 

 

где Dnn и s — в см.

При наличии насадки диаметр ее выходного отверстия опреде­ ляется по этой же формуле. Верхний диаметр рабочей трубки в этом

случае рассчитывается по формуле

 

dB= 2 JHtg-|- + d0,

(V.57)

где Ін — длина насадки (обычно принимается равной

8 см); а =

= 4° — угол конуса; dQ— наименьший диаметр насадки в см.

9. Расчет подлива жидкости в затрубное пространство насосных песчаных скважин 1

Для определения количества жидкости, необходимой для выноса на поверхность различных фракций песка, рекомендуется пользо­ ваться графиком, составленным АзНИИ по добыче нефти (рис. 24). По оси абсцисс отложены диаметры песчинок б в см, а по оси орди­ нат — скорости взвешивания песка в восходящем потоке жидкости.

1 Временная инструкция по подливу жидкости в затрубное пространство насосных песочных скважин. Баку, Азнефтенздат, 1951. 21 с.

G4