Контрольная работа №1 2 страница

Рисунок 2 - Диаграмма Адонина: модели модифицированных станков-качалок

6. В зависимости от диаметра м глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг, [3, стр. 256...259] или [7, стр. 169...174].

7. Устанавливают параметры работы ШСНУ (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

, кач/мин

где Fпл- площадь поперечного сечения плунжера, определяют по справочным таблицам или по формуле:

, м2

8. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:

, кВт

где и - соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки,

= 0,9, = 0, 82;

- коэффициент подачи насоса (см. пункт 3);

К - коэффициент степени уравновешенности СК, для уравновешенной системы К = 1,2.

Выбирают тип электродвигателя [3, стр. 254].

К задаче 2

Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при ее работе. Данные приведены в таблице 11.

Для решения задачи необходимо изучить тему 10 [1, стр. 358...370] или [2, стр. 309...328] и рассмотреть решение типовых задач [3, стр. 137...146].

Ниже предлагается упрощенная методика расчета.

1. Определяют дебит скважины по уравнению притока при n = 1 (см. формулу (8)).

2. Выбирают оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержании [3, стр. 146].

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

Ропт= 2,5...3,0 МПа при nві 50%

Ропт= 3,0...4,0 МПа при nв< 50%.

3. Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:

, м

где - плотность смеси, определяется по формуле (2) или (41) в зависимости от обводненности.

4. Выбирают диаметр труб по графику [3, стр. 137...138], в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.

5. Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:

, м (47)

где hтр- потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять hтр= 20...40 м.

, м (48)

где dвн- внутренний диаметр НКТ, м.

6. Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:

D (dвн), мм группа насоса диаметр насоса, мм

140 (121,7) 5 92

146 (130) 5А 103

168 (144,3) 6 123

7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины [14, стр. 113...115].

8. Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия:

Нні Нс, Qн = Q, КПД - максимальный,

где Нн- напор насоса, м;

Qн - подача насоса, м3/сут;

Для этого по таблицам характеристик насосов [14, стр. 115...117] задаются двумя - тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД [11, стр. 360...363].

9. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиты, станцию управления, трансформатор, кабель (см. таблицу 12), пользуясь справочной литературой.

10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя Nдві N,:

, кВт

где - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.

11. Определяют необходимую длину кабеля:

, м

где l- расстояние от устья до станции управления.

12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5...10 мм.

12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

,

где Dдв- диаметр электродвигателя, мм;

Dн- наружный диаметр насоса, мм;

hк- толщина плоского кабеля, мм;

S - толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.

12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

,

где dм- диаметр муфты НКТ, мм;

dк- диаметр круглого кабеля, мм.

К задаче 3

1. Расчет выноса твердых частиц.

Для каждого из режимов течения критическая скорость рассчитывается по формулам:

- ламинарный режим

- переходный режим

- турбулентный режим

где – плотность газа при давлении и температуре у башмака труб, кг /м 3;

– динамическая вязкость газа при давлении и температуре у башмака

труб, Па.с.

Из уравнения притока газа по заданному дебиту рассчитывают забойное давление:

или по заданному забойному давлению вычисляют дебит.

Внутренний диаметр (в м) подъемника:

где V г– дебит газа, тыс. м3/ сут.

Длина подъемника принимается равной глубине скважины, поэтому давление и температура у башмака подъемника равны соответственно забойным.

Полученное значение d внокругляют до ближайшего меньшего стандартного значения.

2. Расчет выноса жидких капель.

Критическая скорость выноса жидких капель с забоя скважины:

где – забойное давление, МПа.

Если в продукции скважины имеются твердые и жидкие частицы, то при расчете диаметра подъемника из полученных двух значений диаметра выбирают наименьшее.

Иногда при расчете диаметра подъемника принимают v г’ = 5 – 10 м /с.

3. Расчет диаметра подъемника из условия минимальных (заданных) потерь давления в трубах.

Диаметр подъемника можно определить из условия минимальных (заданных) потерь давления в подъемнике. При глубине спуска подъемника до забоя внутренний диаметр:

где - коэффициент гидравлических сопротивлений;

z ср– средний коэффициент сжимаемости газа (при r сри Т ср);

Т ср– средняя температура в скважине, К;

V г– дебит газа, тыс. м3/ сут;

– давление на устье скважины, Па;

s – показатель степени

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №2

Задания для контрольной работы

1. Принцип работы штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ).

2. Классификация станков-качалок по грузоподъемности, длине хода полированного штока,

числу качаний. Регулирование длины хода сальникового штока и числа качаний.

3. Размерный ряд станков-качалок по ГОСТ, их выбор. Шифр станка-качалки.

4. Область применения. конструкция, основные характеристики вставных штанговых насосов.

5. Область применения, конструкция, основные характеристики неуставных штанговых насосов.

6. Группа посадки штангового насоса, выбор группы посадки.

7. Шифр штангового насоса. Выбор насосов.

8. Условия работы, конструкция, основные характеристики, выбор насосных штанг.

9. Особенности конструкции, основные характеристики устьевого оборудования ШСНУ.

10. Определение нагрузок на штанги и станок-качалку.

11. Уравновешивание станка-качалки.

12. Выбор электродвигателя станка-качалки.

13. Подача ШСНУ. Факторы, влияющие на подачу ШСНУ.

14. Принцип подбора ШСНУ к скважине.

15. Особенности исследования насосных скважин.

16. Измерение нагрузок на штанги.

17. Электронные системы диагностирования механизированных скважин, их преимущества.

18. Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу штангового насоса. Коэффициент

наполнения.

19. Отрицательное влияние песка на оборудование ШСНУ. Методы борьбы с песком.

20. Особенности эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ с высоковязкой продукцией.

21. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин.

22. Методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных ШСНУ.

23. Механические методы борьбы с отложениями парафина в скважинах, оборудованных ШСНУ.

Штанговращатель.

24. Эксплуатация малодебитных скважин.

25. Эксплуатация штанговых насосов с гидроприводом. Эксплуатация скважин штанговыми

винтовыми насосными установками.

26. Обслуживание скважин, оборудованных ШСНУ.

27. Основные правила техники безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации

скважин ШСНУ.

28. Принцип работы установки электроцентробежного насоса.

29. Область применения, шифр УЭЦН, преимущества и недостатки по отношению к другим

способам насосной добычи нефти.

30. Принципиальное устройство, основные характеристики электронасоса. Рабочая ступень.

31. Назначение, устройство, основная характеристика гидрозащиты.

32. Схема, основная характеристика погружного электродвигателя.

33. Оборудование устья скважины, оборудованной УЭЦН.

34. Принцип подбора УЭЦНМ к скважине.

35. Исследование скважин оборудованных УЭЦН.

36. Контроль параметров работы УЭЦН в процессе эксплуатации.

37. Автоматизация скважин, оборудованных УЭЦНМ.

38. Борьба с вредными влияниями газа на работу ЭЦН.

39. Неполадок в работе скважин, оборудованных УЭЦН. Мероприятия, обеспечивающие

увеличение межремонтногопериода работы скважин.

40. Эксплуатация осложненных скважин установками электронасоса.

41. Область применения установок винтовых электронасосов (УЭВН). Подача УЭВН.

42. Принцип работы УЭВН.

43. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками.

44. Область применения, схема работы установки диафрагменного электронасоса.

45. Техника безопасности при эксплуатации скважин УЭЦНМ.

46. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.

47. Внутрискважинное оборудование газовых скважин. Характеристика насосно-компрессорных

труб.

48. Оборудование устья газовых скважин.

49. Принцип расчета лифта для газовых скважин.

50. Установление режима работы газовой скважины.

51. Гидратообразованием, борьба с гидратами.

52. Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин.

53. Борьба с пеком и коррозией в газовых скважинах.

54. Автоматизация газового промысла.

55. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.

56. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых

фонтанов.

57. Сущность одновременно-разделенной эксплуатации (ОРЭ) нескольких пластов одной

скважиной. Выбор объектов для разделенной эксплуатации.

58. Раздельная эксплуатация двух пластов по схеме фонтан-фонтан.

59. Раздельная эксплуатация двух насосов по схеме насос-насос.

60. Оборудование для раздельной эксплуатации двух насосов.

61. Особенности мероприятия по технике безопасности при ОРЭ нескольких пластов одной

скважиной.

62. Роль нефтегазового потенциала мельтон Российской Федерации в энергетическом комплексе

страны.

63. Типы морских промыслов, особенности их организации.

64. Гидротехнические сооружения, возводимые на море.

65. Сбор и транспорт нефти на морском промысле.

66. Наземное и подземное оборудование морских скважин.

67. Ремонтные работы, организация облуживания скважин и установок.

68. Техника безопасности при эксплуатации и ремонте морских скважин.

69. Охрана водных ресурсов при разработке и эксплуатации морских месторождений.

Задачи к контрольной работе №2

Задача 1

Выбрать оборудование для эксплуатации скважин штанговыми насосными установками, становить режим работы ШСНУ. Исходные данные приведены в таблице 6.

Задача 2

Подобрать расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса. Определить дельный расход электроэнергии при ее работе.

Задача 3

Таблица №10

Наименование исходных	Варианты
Расстояние от устья до отверстий фильтра Нф, м
Диаметр эксплуатационной колонны D. мм
Пластовое давление Рпл, МПа	14,0	14,4	14,8	15,0	15,0	15,4	15,8	16,2	14,4	14,6	15,2	15,6	16,0	16,5	17,0
Забойное давление Рзаб, МПа	8,2	8,0	8,2	8,0	8,8	9,0	9,0	9,5	7,9	8,5	8,0	9,6	9,8	10,0	10,2
Газовый фактор G, м^3/m
Плотность воды рв, кг/м^3
Плотность нефти рн, кг/м^3
Плотность газа рг. кг/м^3	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент продуктивности К, т/сут МПа	3,5	4,0	4,5	5,0	2,2	2,4	2,8	3,2	2,5	3,8	2,0	4,0	3,7	2,9	4,5
Обводненность продукции скважины nв, %

Наименование исходных данных	Варианты
Расстояние от устья до верхних
отверстий фильтра Нф, м
Пластовое давление Рпл, МПа		14,4	14,8		16,2	15,6				16,8
Забойное давление Рзаб, МПа	10,2	10,4	9,6	9,2	8,9	8,8		7,9		10,5
Давление насыщения Рнас, МПа
Устьевое давление Ру, МПа	1,2	1,0	1,3	1,4	1,0	1,2	1,3	1,4	1,0	1,2
Диаметр эксплуатационной
колонны D, мм
Коэффициент продуктивности	8,3	10,5	13,0	15,2	18,0	21,4	25,0	30,4	33,0	28,0
К, m/сут ^. МПа
Плотность нефти rн кг/м^3
Плотность воды rв, кг/м^3
Обводненности nв, %

Исходные данные	Варианты
Плотность газа ρ г, кг /м^3	1,1	1,12	1,2	1,06	1,07	1,15	1,08	1,1	1,12
Глубина скважины Н С, м
Вязкость газа m г, Па × с	1,3×10^-5	1,35×10^-5	1,39×10^-5	1,43×10^-5	1,4×10^-5	1,4 ×10^-5	1,3×10^-5	1,39×10^-5	1,42×10^-5
Забойное давление Р заб, МПа	33,4					40,11	41,11
Устьевое давление Р у, МПа	29,7		36,9		31,13		32,8	33,5	40,5
Дебит газовой скважины Qг м^3 / сут	1,6×10^3	2 ×10^3	1,4×10^3	1,1×10^3	1,15×10^3	1×10^3	0,8×10^3	1,2×10^3	1×10^3
Температура на забое Т з, К
Температура на устье Т у, К
Коэффициент сверхжимаемости, Z	0,8	0,8	0,8	0,8	0,811	0,8	0,8	0,8	0,8
Диаметр твердых частиц dт, м	0,005	0,003	0,003	0,003	0,002	0,003	0,004	0,003	0,0025

Исходные данные	Варианты
Плотность газа г, кг /м^3	1,06	1,06	1,06	1,08	1,05	1,08	1,1	1,12	1,08
Глубина скважины Н С, м
Вязкость газа г, Па с	1,410^-5	1,410^-5	1,4510^-5	1,3810^-5	1,4210^-5	1,3910^-5	1,4 10^-5	1,410^-5	1,3810^-5
Забойное давление Р заб, МПа	39,03	39,03	39,03	36,3
Устьевое давление Р у, МПа	31,13	31,13	31,13	31,8	33,6		34,8		35,3
Дебит газовой скважины Qг м^3 / сут	1,610^3	1,510^3	2 10^3	1,310^3	1,410^3	1,810^3	1,2510^3	1,410^3	1,210^3
Температура на забое Т з, К
Температура на устье Т у, К
Коэффициент сверхжимаемости, Z	0,811	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Диаметр твердых частиц dт, м	0,002	0,01	0,002	0,0015	0,001	0,0015	0,0023	0,002	0,0018
Исходные данные	Варианты
Плотность газа г, кг /м^3	1,08	1,06	1,05	1,1	1,06	1,08	1,1
Глубина скважины Н С, м
Вязкость газа г, Па с	1,410^-5	1,410^-5	1,4510^-5	1,3810^-5	1,4210^-5	1,3910^-5	1,4 10^-5
Забойное давление Р заб, МПа			39,03	36,3		39,06	39,03
Устьевое давление Р у, МПа	31,13	31,13	31,13	31,8	33,6		34,8
Дебит газовой скважины Qг м^3 / сут	1,610^3	1,510^3	2 10^3	1,310^3	1,410^3	1,810^3	1,2510^3
Температура на забое Т з, К
Температура на устье Т у, К
Коэффициент сверхжимаемости, Z	0,811	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
Диаметр твердых частиц dт, м	0,002	0,01	0,002	0,0015	0,001	0,0015	0,0023

Методические указания к решению задач

контрольной работы №3

К задаче 1

Прежде чем приступить к решению задачи 2 необходимо изучить тему 10 [1, стр. 383...391] или [2, стр. 417-423] и рассмотреть решение типовой задачи [13, стр. 148...156]

Основными расчетными показателями процесса ГРП является давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин, число насосных агрегатов и автоцистерн.

1. Определяем давление разрыва пласта:

Р=Рв.г-Рпл+Sр, МПа

где Рв.г- вертикальное горное давление, МПа;

sр- давление расслоения горных пород, принимают =1,5 МПа

Вертикальное горное давление составит:

, МПа

где - плотность вышележащих пород, =2500 кг/м3

2. Давление на устье скважины

Дата добавления: 2015-07-13