Контрольная работа: Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками
V гсв ( p пн )= (60-33)1∙0,1∙330∙1,35∙10-4 /4,0∙273=1,1∙10-4 м3 /с;
Q см (рпн )= 1,62∙10-4 +1,1∙10-4 =2,72∙10-4 м3 /с=23,5 м3 /сут;
4. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина.
По диаграмме для станков-качалок выбираем: Q см (рпн ) ≈ 23,5 м3 /сут и L н =1200 м насос диаметром D пл =43 мм.
5. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса.
При выборе типа насоса следует руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.
Насосы НСН, НСНА, НСВ предназначены для откачки жидкости с вязкостью не более 25 мПа∙с и содержанием механических примесей не более 0,05 % по объему; насосы НСВ1В - с вязкостью не более 15 мПа∙с и механических примесей не более 0,2 % по объему; насосы НСВГ - с вязкостью 100 мПа∙с и механическими примесями не более 0,05 % по объему. Для всех типоразмеров насосов устанавливают также предельную минерализацию воды - 200 мг/л; объемное содержание сероводорода - не более 0,1 % и рН - не менее 6,8.
Для эксплуатации скважин с различной геологопромысловой характеристикой и глубиной подвески насоса выделяются следующие 4 группы посадки.
Группа посадки…………………………... 0 IIIIII
Зазор на сторону, мкм………………….0 - 22,5 10 - 35 35 - 60 60 - 85
Насосы с группой посадки 0 и Iприменяют для откачки маловязкой нефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с повышенными устьевыми давлениями; насосы II группы посадки - для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м и средней температуре; насосы III группы посадки - для откачки высоковязкой жидкости или с высокой температурой, а также с повышенным содержанием асфальто-смолопарафиновых веществ и песка.
При повышенных скоростях откачки Sn >34 м∙мин-1 или высокой вязкости жидкости необходимо выбирать насосы с клапанными узлами увеличенного проходного сечения. Здесь S - длина хода полированного штока, м; n - число качаний балансира мин-1 . В соответствии с вышеизложенными для рассматриваемых расчетных вариантов могут быть выбраны следующие насосы.
6. Выбираем колонны насосно-компрессорных труб.
При насосной эксплуатации применяют насосно-компрессорные трубы (табл. 9.3).
Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера ШСН согласно табл. 4.
В соответствии с табл. 4 для 1-го варианта выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.
При откачке высоковязкой жидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условны диаметром н 1-2 размера большим, чем рекомендуемой в табл. 4.
Во всех расчетных вариантах могут быть использованы трубы гладкие или с высаженными наружу концами из стали группы прочности Д (см. табл.3).
3. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса
Задача 2. Рассчитать коэффициент сепарации газа у приема насоса.
Решение. Коэффициент сепарации газа у приема ШСН определяем по приближенной формуле
(9)
где Dэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, м; Dтн - наружный диаметр насосно-компрессорных труб на уровне приема насоса, м; ωs - относительная скорость движения газа на участке приема насоса.
Если экспериментальные данные отсутствуют, то в первом приближении может быть использована следующая зависимость:
0,02 м/с при В≤0,5,
ωs = 0,17 м/с при В>0,5.
Вследствие сепарации части свободного газа у приема насоса изменяется газовый фактор жидкости, поступающей в насос и НКТ (так называемый «трубный» газовый фактор), который определяют по формуле
(11)
предполагая состав газа неизменным, скорректированное значение давления насыщения рнас , соответствующее «трубному» газовому фактору, определяется из условия