Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Номер клапана	^ОТ расчет, мм	Клапан	Параметры клапана		L, м	т. к	Р_г, МПа
Номер клапана	^ОТ расчет, мм	Клапан	d_0T. мм	«к	L, м	т. к	Р_г, МПа
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 = р_т_min2 = 5,6 МПа) проводим прямую 10 параллельно профилю 2, а на расстоянии Ар = = Лр_кл + 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 L_pK = 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 = р_у = 1,0 МПа) с точкой (Я = L_pK = 1020 м; р = р_гз—Ар_кл—A_Pl—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 р_ттах 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 L_pK = 1020 м последовательно определяем:

минимальное давление в подъемной колонне р_т_mi„ ₃ = 6,47 МПа;

давление газа в затрубном пространстве

р_г_от з = р_гз — 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	Р_с, МПа	С_т,	^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.

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 С_тз = 309/293 = 1,055; давление зарядки по (8.15) р_с-_Ст а = (7,13 — 0,062—0,018 + + 6,47 • 0,067)/( 1,067 • 1,055) = 6,65 МПа;

номинальное давление тарировки (8.16) р_тар₃ = 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 %

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:










2014 biblioonline ru