Контрольная работа: Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Содержание

1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ

3. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса

4. Определение давления на выходе насоса

5. Определение потерь давления в клапанных узлах

6. Расчет утечек в зазоре плунжерной пары

7. Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса

8. Расчет коэффициента усадки нефти

9. Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки

Литература

1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми 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.

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 якоря или другие специальные приспособления.

Основные исходные данные для нескольких расчетных вариантов приведены в табл. 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 % по объему.

Физические свойства компонентов добываемой продукции в функции давления и температуры могут быть рассчитаны по зависимостям, приведенным в гл. 1.

Для расчета физических свойств продукции используют следующие приближенные зависимости.

Количество растворенного в нефти газа Г_о (р) определяют по формуле

(1)

где Г_о (р_нас ) - количество газа, растворенного в 1 м³ нефти при давлении насыщения р_нас , приведенное к нормальным условиям, м³ /м³ ; р, р₀ - соответственно текущее р_нас р р₀ и атмосферное давление, МПА, с - эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами вариантов принимаем равным с₁ =с₂ =0,5 .

Объемные коэффициенты нефти b _н (р) и жидкости b _ж (р) рассчитывают по следующим формулам:

(2)

(3)

где b _н , b _в (р) -объемный коэффициент нефти при р=р_нас и воды соответственно. В дальнейших расчетах принято, что b _в (р)=1.

Ниже приведены часто используемые формулы для расчета характеристик газожидкостного потока при текущем давлении р : расход жидкости, м³ /с

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--