Аналіз добувних можливостей свердловин, що обладнані шланговими свердловинними насосними установками (ШСНУ)

Предмет:

Виробництво та технології

Тип роботи:

Курсова робота

К-сть сторінок:

68

Мова:

Українська

Оцінка:

11)Трійник; 12)Устьовий сальник; 13) Устьовий шток; 14)Канатна підвіска;15 )Головка балансира; 16)Балансир; 17) Стійка; 18)Балансирний вантаж; 19)Шатун; 20)Кривошипний вантаж; 21) Кривошип; 22 )Редуктор; 23)Ведений шків; 24)Клинопасова передача; 25) Електродвигун на поворотній салазці; 26)Ведучий шків; 27)Рама; 28)Блок управління.

Додатки

Таблиця відповідності розмірів НКТ типорозмірів свердловинних насосів

Насоса

Умовний розмір

насоса, мм

Умовний діаметр

НКТ, мм

НСН12848

НСН23248

4360

5573

6889

93114

НСНА4348

5560

6873

9389

НСВ12860

НСВ23260

НСВ1В3873

4373

5589

НСВГ55/4389

Технічні характеристики ВК і область їх застосування

Типорозмір

Верстата-качалкиДовжина ходу, мДіаметри насоса, мм

28323843556893

СК3-1,2-6300,6_____

1,2_____

СК5-3-25001,3

3

СК6-2,1-25000,9

2,1

СК12-2,5-40001,2

2,5

СК8-3,5-40001,8

3,5

СК8-3,5-56001,8

3,5

СК10-3-56001,5

3

СКД3-1,5-7100,9_____

1,5_____

СКД4-2,1-14000,9

2,1

СКД6-2,5-28000,9

2,5

СКД8-3-40001,6

3

СКД10-3,5-56001,8

3,5

СКД12-3-56001,6

3

Типорозміри ВКРmax, кН S,мМкрmax,кНn,хв

СК 3-1,2-630301,26,35до15

СК5-3-2500503255до16

СК6-2,1-2500602,1255до12

СК8-3.5-4000803,5405до12

СК8-3,5-5600803,5565до12

СК10-3-56001003565до12

СК12-2,5-40001002,5405до12

Типорозміри ВКРmax, кН S,мМкрmax,кНn,хв

СКД3-1,5-710301,57,15до15

СКД4-2,1-1400402,1145до15

СКД6-2,5-2800602,5285до14

СКД8-3-400803405до14

СКД10-3,5-56001003,5565до12

СКД10-3,5-56001203565до12

У шифрі, наприклад СК 5-3-250, вказано: СК- верстат-качалка; 5- найбільше допустиме навантаження Рmaxна головку балансира у точці підвісу штанг,помножене на 10 кН; 3- найбільша довжина гирлового (полірованого) штока S, м; 2500 – найбільший допустимий крутильний момент Мкрmax на веденому валі (осі) редуктора, помножений на 10-2 кН м.

Штангові свердловинні насоси для нормальних і ускладнених умов експлуатації

Штанговий насосУмовний розмір, ммДовжина

ходу, мВміст механіч-них домішок, г/лВ’язкість

Видобу-вальної

рідини,

ПасОб’ємний вміст вільного газу ,%рН

НВ1Б29;32;38;44;571.2-6До 1.30.025104.2-6.8

НВ2Б32;38;44;57;1.8-6

НН2Б32;44;57;70;951.2-4.5

НВ1С29;32;38;44;571.2-3.5

НН2С32;44;57;70;951.2-3.5

НН1С29;32;44;57;0.9

НН2БУ44;57;1.8-3.5

ННБА70;95;1022.5-4.5

НВ1Б...И29;32;38;44;571.2-6Більше 1.36-8

НН2Б...И32;44;57;70;951.2-4.5

НВ1БТ...И44;57;1.2-3

НН2БТ...И

НВ1БД138/57;57/44;1.8-3.5До 1.30.34.2-6.8

ННБД144/29;57/32;

70/441.8-3

НВ1БД238/57;1.8-3.50.02525

Діаграма Адоніна

2.1. Аналіз добувних здібностей свердловин

2.1.1. Визначення максимального допустимого тиску у свердловині

Рmaxдоп. = 0,75-Рнас. – при n ≤ 50%

Pmaxдоп. = 0,3-Рнас. – при n ≥ 50%, де

Рmaxдоп. – максимальний допустимий тиск, МПа;

Рнас. – тиск насичення, МПа;

СвердловинаА

n = 71,4%

Рmaxдоп. = 0,3-Рнас = 0,3-20= 6 МПа;

СвердловинаБ

n = 11,4%

Рmaxдоп. = 0,3-Рнас = 0,75-20 = 15 МПа;

СвердловинаВ

n =99,1%

Рmaxдоп. = 0,3-Рнас = 0,3-20 = 6 МПа;

СвердловинаГ

n = 8,3%

Рmaxдоп. = 0,75-Рнас = 0,75-20 = 15 МПа.

2.1.2. Визначення максимально допустимого дебіту свердловини

Qmaxдоп. = К(Рпл – Рmaxдоп.); м3/добу

Qmaxдоп. – максимально допустимий дебі тсвердловини, т/добу;

К – коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Рпл. – пластовий тиск, МПа;

Рmaxдоп. – максимальний допустимий тиск, МПа;

СвердловинаА

Qmaxдоп. = 0,1(24,8-6) = 1,88 т/добу;

СвердловинаБ

Qmaxдоп. =0,2(35,4-15) = 4,08 т/добу;

Свердловина В

Qmaxдоп.= 0,4(44,3-6) = 15,32 т/добу;

СвердловинаГ

Qmaxдоп. = 1(26,8-15) = 11,8 т/добу.

2.1.3. Визначення різниці між максимальним та фактичним дебітом свердловини.

∆Q = Qmaxдоп. – Qф, т/добу;

∆Q – різниця між максимальним і фактичним дебітом свердловини, т/добу;

Qmaxдоп. – максимально допустимий дебі тсвердловини, т/добу;

Qф – фактичний дебіт свердловини, т/добу.

СвердловинаА

∆Q = 1,88-7,9= -6,02 т/добу;

СвердловинаБ

∆Q = 4,08-11,1 = -7,02 т/добу;

СвердловинаВ

∆Q = 15,32-33,9 = -18,58 т/добу;

СвердловинаГ

∆Q = 11,8-17,7 = -5,9 т/добу.

Таблиця №1 Аналіз добувних здібностей свердловин

№

п/п№

свердл.К

т/добу/МПаРmax доп.

МПаQmaxдоп.

т/добу∆Q

т/добу

1А0,161,88-6,02

2Б0,2154,08-7,02

3В0,4615,32-18,58

4Г11511,8-5,9

Висновок:

Виходячи з розрахунків, що наведені вище, видно,що фактичний дебіт усіх свердловин від’ємний,тому я рекомендую провести на даних свердловинах заміну обладнання – свердловинного насоса (ШСН).

Аналіз технологічних режимів

2.2.1.Визначення відносної густини газу за повітрям

В навчальнихцілях, для курсового проекту приймаємо значення густин газу та пластової води однакові для всіх свердловин родовища.

де – відносна густина газу на родовищі;

– відносні густини газу продуктивних горизонтів;

– кількість продуктивних горизонтів.

(0,7934+0,774+0,739)/3=0,769

2.2.2.Визначення густини газу та пластової води продуктивних горизонтів

де – відносна густина газу на родовищі;

– густина метану за температури , кг/м3;

– відносна густина метану.

де – густина пластової води продуктивних горизонтів, кг/м3;

– густини пластових вод відповідних горизонтів, кг/м3;

– кількість продуктивних горизонтів.

(кг/м3)

2.2.3. Визначення густини пластової рідини

де – густина пластової рідини, кг/м3;

– густина нафти, кг/м3;

– густина газу, кг/м3;

– густина пластової води, кг/м3;

– газовий фактор, м3/кг;