 |
Обоснование выбора компоновки ШСНУ
|
|
|
|
Исходные данные:
дебит жидкости Qнд=2,2 м3/сут
газовый фактор Гв=20,9 м3/м3
давление насыщения Рнас=9,2 МПа
динамический уровень Ндин=982 м
обводненность nв=53,2 %
1. Выбираем оптимальное давление на приеме насоса
Рпн=0,3·Рнас=0,3·9,2=2,76 МПа
2. По рассчитанному давлению на приеме насоса с помощью графика распределения давления в скважине определяем глубину погружения насоса.
Lн=905 м.
3. Для заданных на поверхности дебита жидкости и обводненности рассчитываем объемный расход продукции скважины при давлении у приема Рпн.
Объемные коэффициенты нефти и жидкости
bн(Рпн)=1+(bн-1)*((Рпн-Ро)/(Рнас-Ро))0,25
bж(Рпн)= bн(Рпн)*(1-nв)+bв(Рнас)* nв, где
bн, bв(Рнас) – объемный коэффициент нефти и воды при Рнас
bн(Рпн)=1+(1,12-1)*((2,76-0,1)/(9,2-0,1))0,25=1,09
bж(Рпн)= 1,09*(1-0,532)+1,1*0,532=1,09
Расход жидкости
Qж(Рпн)= Qнд* bж(Рпн)/(1-nв)= 2,2*1,09/(1-0,532)=5,1 м3/сут
4. Рассчитаем высоту подъема продукции:
L=Нн - 102·(Рпн-Ру)=905-102(2,76-2,1)= 838 м
5. По соответствующей диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр скважинного насоса и типоразмер станка-качалки. (стр. 179 [4])
Dпл=32 мм и 1СК-1,5-0,42-100
;
6. Определяем тип насоса НСВ1 (так как в насосе отсутствуют механические примеси), при диаметре насоса 32 мм условный диаметр НКТ – 73 мм. (стр. 181 [4])
Определяем содержание свободного газа на приеме насоса.
Объемное содержание свободного газа на приеме насоса при давлении Рпн = 2,76 МПА определяется по формуле:
где 
293 К, 
0,101 МПа, ,
- соответственно температура, давление, объемная обводненность и газовый фактор при стандартных условиях; z-коэффициент сверхсжимаемости газа для условий на приеме насоса;
- температура на приеме насоса;
- количество газа, растворенного в одном м3 нефти при давлении и температуре на приеме насоса (определяется по кривым разгазирования);
-коэффициент растворимости попутного газа в пластовой воде (
м3/ м3
МПа.
|
|
|
7. Расчет коэффициент сепарации газа.
Коэффициентом сепарации газа у приема ШСН называется отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объему (объемному расходу) газа у приема ШСН при заданных термобарических условиях. Сепарация газа у приема ШСН приводит к изменению физических характеристик флюидов – давления насыщения нефти газом, плотности, объемного коэффициент и др. Таким образом, коэффициент сепарации газа определяет как эффективность работы скважинного насоса, так и особенности применения оборудования – характер распределения давления в НКТ и затрубном пространстве, необходимость применения газосепараторов, степень пульсации жидкости в работающей скважине и т.д.
Для определения коэффициент сепарации газа у приема ШСН () используется зависимость
-коэффициент сепарации газа у открытого приема ШСН при расходе жидкости
, равном нулю, определяемой по формуле
-Средняя скорость пузырьков газа в жидкости у приема насоса;
при = 0 – объемная обводненность при стандартных условиях
=0,17 м/с для
<0,5.
Тогда коэффициент сепарации
Таким образом, с учетом коэффциент сепарации объемного содержания свободного газа на приеме насоса при давлении 
, составит:
Коэффициент подачи насоса
Рассмотрим составляющие коэффициента подачи:
Коэффициент наполнения
Коэффициент деформации
- длина хода плунжера, м
-длина хода полированного штока, м
Определяем теоретическую подачу насоса:
Выбираем оптимальный режим работы оборудования:
Длина хода полированного штока 1,5, отсюда получаем, что число качаний n= 2,55 кач/мин
где
- деформация штанг
|
|
|
-деформация труб
-деформации, вызванные инерционными нагрузками при динамическом режиме работы установки.
Определяем режим работы УСШН по критерию Коши:
а- скорость звука в штанговой колонне, = 4600 м/с
-частота вращения вала кривошипа, =
*В настоящее время применяют в основном режимы при μ = 0,5. При μ > 0,7 многие формулы просто неприемлемы из-за больших резонансных усилий.
Используем одноступенчатую штанговую колонну состоящую из ШН-19-800-Д длиной 905 м.
Расчет коэффициента усадки нефти
Расчет коэффициента объемных утечек
|
|
|
