Текст
A. M. ЮРЧУК
РАСЧЕТЫ
В ДОБЫЧЕ
НЕФТИ
Допущено Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебного пособия
для нефтяных техникумов
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»
МОСКВА 1ЭВ9
УДК (622.323 : 001.24) (075.8)
А, М. Юрчук, Расчеты в добыче
нефти. Изд-во «Недра». 1969, стр. 240.
Книга является учебным пособием для
выполнения учащимися нефтяных технику-
мов курсовых и дипломных проектов по до-
быче нефти.
В ней приведены необходимые расчет-
ные и справочные материалы, а также дано
решение ряда типовых и более сложных за-
дач,
Книга может быть также полезной для
инженерно-технических работников нефтя-
ных промыслов и проектных организаций.
Таблиц 64, иллюстраций 59, библиогра-
фия 49 названий.
Рецензенты:
преподаватель Октябрьского нефтяного техникума
В. С. Молостов и инж. В. М, Муравьев
3-8-1
8-69
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящее учебное пособие составлено в соответст-
вии с программой курса «Эксплуатация нефтяных сква-
жин» для учащихся нефтяных техникумов. В нем отра-
жены последние достижения й области развития и усо-
вершенствования техники добычи нефти.
Учебное пособие в первом разделе содержит расчетные
и справочные материалы (формулы, номограммы, диаг-
раммы, таблицы и др.}, необходимые для решения задач
по добыче нефти.
В пособии приведены также некоторые материалы,
формально не входящие в программу курса эксплуата-
ции нефтяных скважин (расчет насосных штанг, расчет
уравновешивания станков-качалок, сбор и транспорт
нефти и газа на промыслах и др.), но тесно связанные
с вопросами добычи нефти и встречающиеся в комплекс-
ных задачах при курсовом и особенно при дипломном
проектировании.
Во втором разделе учебного пособия в качестве при-
меров приведено решение ряда типовых и более сложных
задач.
В книге применена общеупотребительная метрическая
система единиц измерения. Для перевода внесистемных
единиц измерения в международную систему СИ дана
таблица в приложении.
1*
Раздел I РАСЧЕТНЫЕ И СПРАВОЧНЫЕ
МАТЕРИАЛЫ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ,
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИИ
1. Определение давления насыщения нефти газом, объемного
коэффициента и усадки нефти
Давление насыщения нефти может быть определено по номо-
грамме М. Стендинга (рис, 1) [1], на которой графически связаны
между собой газовый фактор в м3/м3, относительный удельный вес
газа и нефти, пластовая температура в °C и давление насыщений
в атмосферах.
Для решения этой задачи надо из точки в левой части номо-
граммы, соответствующей газовому фактору, провести горизонталь
вправо до пересечения с наклонной прямой относительного удель-
ного веса газа. Затем спроектировать эту точку вниз до пересече-
ния с прямой удельного веса нефти, далее провести горизонталь
вправо до пересечения с линией пластовой температуры и опустить
вертикаль на ось давлений, где найдем величину давления насыще-
ния нефти газом (см. ключ, показанный пунктирными линиями).
Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях может быть
определен по другой номограмме Стендинга (рис, 2) [1], выражаю-
щей графическую зависимость между газовым фактором, относи-
тельным удельным весом газа и нефти, пластовой температурой,
пластовым давлением и объемным коэффициентом нефти.
Для этого надо В Левой части номограммы найти значение газо-
вого фактора, провести из этой точки горизонталь вправо до пересе-
чения с линией относительного удельного веса газа, далее спроекти-
ровать эту точку вниз до линии удельного веса нефти, затем прове-
сти горизонталь вправо до линии пластовой температуры, после
чего опустить вертикаль до пересечения с линией пластового давле-
ния, откуда по горизонтали, проведенной вправо, находим значение
объемного коэффициента нефти (см. ключ, показанный пунктиром),
Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы.
Усадка нефти на поверхности происходит за счет уменьшения
ее объема вследствие выделения из нефти растворенного газа
5
Рис. 1. Номограмма для определения давления насыщения.
I
(дегазации нефти) и снижения температуры. Усадка нефти опреде-
ляется отношением
₽ = I (1-1)
°н
где Ьи — объемный коэффициент нефти. '
Номограммы Стендинга не применимы для нефтей и газов, со-
держащих значительное количество азота, воздуха или углекислого
Рис. 2. Номограмма для определения объемного коэффициента нефти
в пластовых условиях.
газа. Более точные значения объемного коэффициента и коэффи-
циента усадки для различных нефтей находят экспериментальным
путем на специальных лабораторных установках.
2. Определение вязкости нефти в пластовых условиях
Для определения вязкости нефти в пластовых условиях необхо-
димо установить, находится ли нефть с растворенным в ней газом
в насыгценном или недонасыщенном состоянии. Для этого по номо-
грамме Стендинга (см. рис. 1) находим давление насыщения нефти.
7
сиз ‘
сиз 'пшсВан пониздоЗпсогад чшзоясид нпиштиозду
Если пластовое давление окажется больше давления насыщения
(рпл > Рнао), то нефть в пластовых условиях будет находиться
в недонасыщенном состоянии, и вязкость такой нефти несколько
возрастет.
Для определения вязкости недонасыщенной нефти сначала на-
ходят по графику (рис. 3) вязкость дегазированной нефти данного
удельного веса при атмосферном давлении и пластовой темпера-
туре. Искомую вязкость определяют по ординате. Решение показано
пунктирными линиями. Далее по другому графику (рис. 4) полу-
чают вязкость газонасыщенной нефти, зная количество растворен-
ного газа в и вязкость дегазированной нефти при пластовой
температуре в спз.
Превышение давления над давлением Давление,
насыщения, ат ат
Рис. 5. Кривые вязкости недонасыщенной газом нефти.
Для пластового давления, превышающего давление насыщения,
вязкость нефти определяется по графику рис. 5. Наклонные линии
этого графика отвечают вязкости насыщенной нефти, найденной по
предыдущему графику (см. рис. 4). Для решения надо взять на оси
абсцисс точку, соответствующую превышению пластового давления
над давлением насыщения, провести вверх вертикаль до пересече-
ния наклонной линии, отвечающей вязкости газонасыщенной нефти,
и найденную точку пересечения спроектировать на ось ординат, где
и определится вязкость при заданном пластовом давлении.
Более точные значения вязкости нефти в пластовых условиях
определяются опытным путем иа специальных установках.
9
Рис. 6. Номограмма для определения объемного коэффициента нефти при Рис. 7. Зависимость коэффи-
давлеиии насыщения. циеита сжимаемости нефти
от удельного веса нефти при
давлении насыщения.
к Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти
По номограмме Стендинга (см. рис. 1) находят значение давле-
ния насыщения нефти при пластовой температуре и известном газо-
вом факторе. Затем по другой номограмме (рис. 6) определяют
объемный коэффициент при давлении насыщения нефти (см.
ключ).
Для определения среднего коэффициента сжимаемости нефти
необходимо предварительно найти удельный вес нефти при давле-
нии насыщения. Для этого вычисляют вес смеси нефти и газа, до-
бываемых с 1 м3 нефти, в пластовых условиях:
Сси-(ОН+Ог) кГ, (1.2)
где GH— вес нефти; Gr— вес газа, который равен произведению
газового фактора Go в л3/л3 на удельный вес воздуха (1,22 кГ1м3
при температуре 20° С) и на удельный вес газа (относительно воз-
духа).
Удельный вес нефти при давлении насыщения будет
Тсм = -^-^3- (1-3)
°см
Далее по графику (рис. 7) находят средний коэффициент сжи-
маемости нефти.
4. Определение коэффициента сжимаемости газа в пластовых
условиях
Для того чтобы найти коэффициент сжимаемости газа в пласто-
вых условиях, сначала по удельному весу газа находят из рис. 8
среднекритическое давление рс₽. кр в ат и среднекритическую темпе-
ратуру Тср.кр в °К. Затем определяют приведенные давление и тем-
пературу:
= и Гпр = -^. С-4)
Fcp. кр 7 ср, кр
Наконец, по графикам (рис. 9) по найденным приведенным да-
влению и температуре находят коэффициент сжимаемости газа. Для
этого берут на оси абсцисс точку, соответствующую приведенному
давлению, из нее проводят вертикаль вверх до пересечения с кри-
вой приведенной температуры и из найденной точки ведут горизон-
таль, которая на оси ординат определит коэффициент сжимаемости
газа в пластовых условиях.
5, Приведение пластовых давлений к заданной плоскости [37]
Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных сква-
жинах одного и того же пласта, требуется привести их к одной
какой-либо плоскости (первоначальному водо-нефтяному контакту
или уровню моря).
Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам: в пер-
вой текущее пластовое давление обозначим р' в ат и этаж нефте-
11
Рис. 8. Зависимость средие-
критических давлений и темпе-
ратур от удельного веса газа.
1 — обычные газовые месторожде-
ния; 2 — газоконденсатные место-
рождения.
Ложности (считая от плоскости первоначального водо-нефтяного кон-
такта до забоя) h'a в м; во второй скважине пластовое давление
будет р"л и этаж нефтеносности Л" в я; в третьей скважине соот-
ветственно р'" и h'".
г пл н
Удельный вес нефти в пластовых условиях уя.
Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водо-
нефтяного контакта, то для получения пластового давления, приве-
денного к этому контакту, надо к текущему пластовому давлению
прибавить давление столба нефти, соответствующего этажу нефте-
носности.
Приведенные пластовые давления будут равны:
для первой скважины
, Рпр ^пл -|---jQ5- (1*5)
для второй скважины
л'т
О-6)
для третьей скважины
h т
Рп;==<л + -Г(Г«г. (1.7)
Знание приведенных пластовых давлений дает возможность су-
дить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а сле-
довательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин.
II. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН
1. Расчеты по гидропескоструйной перфорации [31, 36]
Расход жидкости (воды) определится по формуле
Q = nyf • 0,01 У л]сек, (П. 1)
где п — число насадок; ср — коэффициент скорости, который можно
принять равным коэффициенту расхода 0,82; f — сечение отверстия
насадки в см2; g=981 см!сек2 — ускорение силы тяжести; Др — пе-
репад давления в насадке в аг; усм — удельный вес смеси воды
с песком, равный
Тсм = С(Тп —Тв) + Тв- (П.2)
В последней формуле уп=2,7 Г1см2— удельный вес песка; ув=е:
= 1 Г/см2 — удельный вес воды; С — объемная концентрация песка
(безразмерная величина):
С Со+ ЮООтп
(Со—'весовая концентрация песка в е/л).
13
Потребное количество жидкости устанавливается из расчета
двух объемов скважины (один объем для подачи песка на забой
скважины и второй объем для продавливания песка и промывки
скважины по окончании процесса) плюс 0,5 объема на потерю за
счет фильтрации в пласт.
Таким образом,
qjk = 2,5V м\
где V — объем скважины в м3.
Необходимое количество кварцевого песка
Qn — 1,51/Со кг. (П.4)
Максимальная глубина проникновения струи в пласт
м, (П.5)
где k= = 22-т-ПО — отношение длины начального участка
ио
струи с постоянной скоростью 1Я к диаметру отверстия насадки
do в м; ф=0,425 — отношение средней скорости струи (в любом
поперечном сечении основного участка струи) к скорости на ее оси
в том же сечении; ст — сила сцепления породы в кГ)см2 (опреде-
ляется лабораторным анализом); В= —— ----— =0,675 — коэффи-
1 — cos р
циент (0 = 120°— угол между плоскостями, ограничивающими раз-
рушенное пространство).
Гидравлические потери напора при гидропескоструйной перфо-
рации
Ают = дА, + ДА + ДА + ДА ат, (П.6)
где Дрн — потери напора в насадках в ат; Дрт — потери напора
в трубах в ат; Дрк — потери напора в кольцевом пространстве в ат;
Дрп—потери напора в полости, образованной абразивной струей,
в ат.
Потери напора в насадках
дА=-5Дс". (И-7)
где Q — расход жидкости в л/сек-, остальные обозначения прежние.
Число насадок можно определить из формулы (II.1) расхода
жидкости:
п
_____100Q _
у 1 /20g Др
’ Теи
(П.8)
14
Потери напора в трубах
ДА=82ХТсм-^-, (П.9)
“в
где Q— расход жидкости в л/сек; Н — глубина спуска труб в ж;
dB — внутренний диаметр промывочных труб в см; Хт — коэффи-
циент гидравлического сопротивления в промывочных трубах
(см. табл. 21).
Потери напора в кольцевом пространстве
ДА = , 2 ---- (II. Ю)
(D2_d2)2(D-rfH)^
где Q — в л/сек; D — внутренний диаметр эксплуатационной ко-
лонны в см; du— наружный диаметр промывочных труб в см;
— коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом
пространстве.
Для определения Ак найдем число Рейнольдса по Минцу и Шу-
берту:
Re = . W^CM . , (II.И)
6p.CM(l —m) ’ ' '
где w= —-----------------
О,785 (£>2 — d*)
скорость движения жидкостной смеси
в кольцевом сечении труб в см/сек; D — внутренний диаметр экс-
плуатационной колонны в см; dn—наружный диаметр промывоч-
ных труб в см; 6 —средний диаметр зерен песка в см; т —услов-
ная пористость твердой фазы в трубах, значение которой вычи-
сляется по формуле
/и= 1
Тем —Тв .
Тп
(П.12)
Нем — вязкость песчано-жидкостной смеси в пз (Г/см- сек), ко-
торая определяется по формуле
Р'см = Нве3’18с (11.13)
(здесь С —объемная концентрация песка; е— основание натураль-
ных логарифмов).
По значению Re определяют режим движения смеси и находят
/ 64 \
значение Ак по формуле Стокса I Л«= - ) при ламинарном ре-
\ Кб ’
. с /, 0,3164 \
жиме или по формуле Блазиуса I лк=--------- I при турбулентном
VR?
режиме.
Потери напора в полости Дрн, образованной абразивной струей,
по опытным данным изменяются в пределах 204-50 ат. Можно при-
нять среднее значение Дрн=35 ат.
15
Деление ЖИДКОСТИ с Песком на выходе из насадок
Л = Ру + °»1/Лем — Лот ат> (П.14)
где ру — давление нагнетания на устье скважины в ат; Н — глубина
установки гидропескоструйного перфоратора в скважине в м\ усм —
удельный вес смеси жидкости с песком в Г/см3-, paOt — гидравличе-
ские потери напора в ат.
При проведении гидропескоструйной перфорации необходимо во
избежание обрыва проверять колонну насосно-компрессорных труб
на допустимую максимальную
глубину спуска, а для точной
установки перфоратора надо
знать удлинение этой колонны
труб.
Предельно безопасная дли-
на подвески насосно-компрес-
сорных труб может быть най-
дена по таблицам (приложе-
ния 12, 13 и 14), а для труб из
стали группы прочности Д—
по графику (рис. 10).
По оси абсцисс этого гра-
фика находят избыточное дав-
ление в трубах на устье сква-
жины в ат, а по оси ординат
максимально допустимую глу-
бину спуска труб в м.
На графике приведены две
группы линий, соответствую-
щих трубам разного диаметра:
группа L — для условий наличия
циркуляции жидкости в сква-
жине и группа L' — для усло-
вий отсутствия циркуляции
жидкости (полное поглощение
Рис. 10. График для определения
максимально допустимой глубины
спуска гидропескоструйного перфо-
ратора на одноразмерной колонне
насосно-компрессорных труб (прн
наличии циркуляции).
жидкости-песконосителя).
Допустимые глубины спуска труб определялись при коэффи-
циенте запаса прочности К—1,5. При других значениях К допусти-
мые глубины спуска колонн определяются из соотношения
1,5
Кх ’
(11.15)
где 1х — искомая глубина спуска колонн в м; L — допустимая глу-
бина спуска колонны при /(=1,5; К.х — заданная величина коэф-
фициента запаса прочности.
В процессе гидропескоструйной перфорации незакрепленная
нижняя часть колонны насосно-компрессорных труб удлиняется под
цействием следующих нагрузок: 1) собственного веса; 2) избыточ-
16
його давления в трубах; 3) веса смеси жидкости с песком в объеме
1руб (или полном поглощении циркулирующей жидкости).
Удлинение насосно-компрессорных труб под действием указан-
ных выше нагрузок определяется по закону Гука по формуле
Д£ = -—-м, (11.16)
где G — общая нагрузка на трубы в кГ; L — длина колонны труб
в м; £==2,1 • 106 кГ)см2— модуль упругости; — площадь попереч-
ного сечения тела трубы в см2.
При наличии циркуляции жидкости G будет равно
0 = ^4- Дрк/Н + fK (ру - , (II. 17)
L
где qt — вес в жидкости 1 м труб с муфтами в кг; qt-^-нагрузка
от собственного веса труб с муфтами в кГ; Дрк—потери напора
в кольцевом пространстве в ат; fs — поперечное сечение промывоч-
ных труб по наружному диаметру в см2; fK — площадь проходного
сечения этих труб в см2; ру — давление нагнетания на устье сква-
жины в ат; \pi — потери напора в трубах в ат.
При отсутствии циркуляции жидкости общая нагрузка будет
равна
O’^q'T 4 + Л(0,1АТсм+ру - кГ, (И.18)
гДе — вес в воздухе 1 м промывочных труб с муфтами в кг.
Удлинение колонны труб, составленной из отдельных секций, оп-
ределяется суммированием удлинений этих секций.
Количество насосных агрегатов (с учетом запасного), необходи-
мое для закачки жидкостно-песчаной смеси, определяется по фор-
муле
(11.19)
где Q — расход жидкости в л[сек [определяется по формуле (П.1);
q — производительность одного агрегата при данном давлении на
устье скважины в л!сек.
Параметры работы установленного оборудования задаются на
основании расхода жидкости, давления и концентрации песка по
паспортным характеристикам оборудования.
2. Расчеты при освоении скважин [32]
Все существующие способы освоения скважин основаны на
принципе снижения забойного давления.
Осцрение скважин с высоким и средним пластовым давлением
ведется путем постепенного снижения удельного веса промывочной
2 Заказ № 126 17
жидкости переходом с глинистого раствора на воду, затем на нефть
и путем предварительной аэрации промывочной жидкости.
Забойное давление равно
Ааб = -ТГ- аТ> (П-20>
где Н — глубина скважины (точнее, расстояние до верхних отвер-
стий фильтра) в лс; у® — относительный удельный вес жидкости
(глинистого раствора, воды, нефти).
Путем предварительной аэрации нефти можно снизить ее удель-
ный вес до 0,4 <-0,5.
Освоение скважин с высоким и средним пластовым давлением
в условиях достаточной сцементированности коллектора можно
также проводить компрессорным способом, при котором уровень
жидкости в скважине снижается более резко.
Максимальное рабочее давление, необходимое для продавлива-
ния газа к башмаку подъемных труб после замещения глинистого
раствора водой, будет
Рмакс ю
(11.21)
где L — длина подъемных труб в ж; ув=1—относительный удель-
ный вес воды.
Давление у башмака подъемных труб pi в начале раббты пла-
ста (при р3аб=рпл и Q = 0) в скважине, заполненной водой, будет
Л = 0,1Т Г-1^ -(//-£)] ат
18 J
(11.22)
или
А = 0,1Твй-Я+ ат, (11.23)
\ IB /
где рпл — пластовое давление в ат.
Расчет пусковых давлений компрессорного подъемника [32].
Пусковое давление подъемника двух- и полуторарядной конструк-
ции кольцевой системы при отсутствии поглощения жидкости пла-
стом определяется по формуле
Луск = D2_Dd2f + d2B аТ’ (П.24)
где Лет — статический уровень (от устья) в м\ у— относительный
удельный вес жидкости; D — диаметр эксплуатационной колонны;
dn— диаметр наружного ряда подъемных труб; с/в— диаметр внут-
реннего ряда подъемных труб.
Величины D, dH и dB должны иметь одинаковую размерность.
18
пмии /77
”пуск= 10 UI
Пусковое давление подъемника однорядной конструкции коль-
цевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом
А.Уск = ^г'-^, (П.25)
где d — диаметр подъемных труб.
Пусковое давление подъемника центральной системы при отсут-
ствии поглощения жидкости пластом
Аус» = ^' (П.26)
Минимально возможное пусковое давление подъемника любой
конструкции и системы в случае полного поглощения пластом жид-
кости, вытесняемой из труб наружного ряда, будет
(11.27)
Максимально возможное пусковое давление подъемника коль-
цевой системы при высоком статическом уровне и отсутствии погло-
щения определяется гидростатическим давлением столба жидкости
в подъемных трубах
Рп^ = ^аТ- (IL28)
Освоение скважин со средним пластовым давлением иногда
проводят путем поршневания.
Определим приближенно, после скольких рейсов поршня и через
сколько времени забойное давление станет равным пластовому,
чтобы при дальнейшем понижении уровня можно было получить
приток жидкости из пласта. Проверим также тартальный канат на
прочность.
Количество жидкости от устья до статического уровня, подлежа-
щее извлечению поршнем, будет
Q1 = O,785£)2Act м3,
где D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны в м; hCT —
расстояние от устья до статического уровня в м;
Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня,
h м3
— 4 м >
где с/т— диаметр подъемных труб в м\ dK — диаметр каната в м-,
ft=s=75-bl50 м — среднее погружение поршня под уровень в м.
Средняя глубина спуска поршня
Лср — hn -J- h.
2*
19
Время для спуска поршня на среднюю глубину Лср
Лср
Л = -— сек,
1 V!
где vt — средняя скорость спуска поршня (с учетом трения в тру-
бах и в жидкости) в м/сек.
Время на подъем поршня с глубины /iCT
, Лср
г,—----сек,
2 v2
где V2 — средняя скорость подъема поршня в м/сек.
Время, необходимое на один рейс поршня, включая 30 сек на за-
медление при подходе поршня к устью и в начале опускания, будет
/ = Zj + + 30 сек.
Общее время на понижение уровня до статического
T = tn,
где п — число рейсов поршня.
Общая нагрузка (в тоннах) на канат
<?= '/ж + <7к+ <? + <7тр>
где — вес поднимаемого столба жидкости в т; qK — вес спущен-
ного в скважину каната в т; q — вес поршня с грузовой штангой,
который можно принять равным 0,1 т; <7тр— силы трения жидкости,
которые примем условно равными 0,1 т.
Вес жидкости
<?ж == ФгТж.
где — относительный удельный вес жидкости.
Вес каната
<7к=0,81£ • Ю-3 т,
где 0,81 кг — вес 1 м каната диаметром 15,5 мм (см. приложение 2);
L — длина каната в скважине.
Ш. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
1. Расчет фонтанного подъемника [32]
Условие фонтанирования скважины, если забойное давление
меньше давления насыщения (рзаб < Днас), выражается формулой
пв \ > 0,0123£[т£—10(Р1 — ра)1
100 <«(F.-A>l|-g-
(111.1)
fi “ / Pl + Pi I \1 l\
Щ ~2 /IV
20
где Go — эффективно действующий газовый фактор (отнесенный
к нефти), приведенный к нормальным условиям, в м3/т; а —коэффи-
циент растворимости газа в м3/м3>ат; у — средний относительный
удельный вес жидкости; pt и р2—абсолютное давление у башмака
подъемных труб и на устье скважины (буферное) в ат; пв — процент
воды в добываемой жидкости; L — длина подъемника в м; d — внут-
ренний диаметр подъемных труб в см.
Это условие фонтанирования скважин справедливо, если подъ-
емные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, а давление
у башмака подъемника равно забойному давлению (р1«*рааб)-
Если Дзаб > Днас, то газ начнет выделяться из нефти только
в стволе скважины. В таких случаях для выяснения возможности
фонтанирования скважины необходимо подставить в приведенное
выше неравенство вместо р4 величину д8ас (давление насыщения),
а вместо длины подъемника L — расстояние от устья до точки, где
давление равно давлению насыщения
Lmc 10(^~ Риас) м (П1.2)
где Я — глубина скважины в м.
Минимальное забойное давление, при котором еще возможно
фонтанирование скважины, будет
Рз,б = .(ЯТо£—+ (Ш-3>
При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремиться
к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила полу-
чение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирова-
ния. Для этого определяют диаметр фонтанных труб, при котором
скважина будет работать на оптимальном режиме в конце периода
фонтанирования, по формуле
d = 0,188 V-..-г--------------------г см, (III.4)
’ г Р1 — Р2 у Lt— ю(д! — д2) v '
где Q — дебит скважины в конце фонтанирования в сутки; осталь-
ные величины (у, L, pi и р2) имеют прежние значения.
Если найденный по расчету диаметр не совпадает со стандарт-
ным, берут ближайший стандартный диаметр или, если это воз-
можно (отсутствие запарафинирования труб и необходимости при-
менения скребков), применяют двухступенчатую колонну из труб
стандартных размеров, эквивалентных найденному расчетом диа-
метру.
Длина верхней ступени (большего диаметра) будет
<ш5>
где L —общая длина подъемника в м; d — внутренний диаметр
подъемных труб, полученный расчетом, в см; di — ближайший
21
Меньший стандартный диаметр труб (нижней ступени); dz—бли-
жайший больший стандартный диаметр труб (верхней ступени).
Размерность величин d, di и dz должна быть одинаковая.
Длина нижней ступени (меньшего диаметра) li=L — lz м.
Рис. 11. Зависимость между давлением у башмака и удельным
расходом газа.
Q,m]сутки для подъемников дуСЛ=32,1(2,^8мм
Рис. 12. Диаграмма для определения диаметра фонтанного
подъемника.
Расчет диаметра фонтанных труб по конечным условиям фонта-
нирования часто затрудняется из-за отсутствия данных о дебите и
забойном давлении. Значение этих величин можно взять по сосед-
ним скважинам, уже закончившим фонтанирование, которые нахо-
дятся в аналогичных условиях (если такие скважины имеются).
22
Так как отбор жидкости из фонтанных скважин, как правило,
ограничен, дебит в конце фонтанирования обычно принимается рав-
ным установленному отбору, а забойное давление (давление у баш-
мака) может быть найдено из графика (рис. 11) по предполагае-
мому газовому фактору. Для этого на оси абсцисс графика надо
найти точку допускаемой величины удельного расхода газа (газо-
вого фактора) 7?о в л3/т и провести из этой точки вертикаль вверх
до пересечения линии, соответствующей общей длине подъемных
(фонтанных) труб L в м. Найденную точку пересечения надо спро-
ектировать на ось ординат, где и определится величина забойного
давления pi в ат (ключ решения показан на рисунке пунктирными
линиями).
Этот график построен для подъемника г/усл=73 мм, у=0,9,
при абсолютном давлении на устье скважины рг=2 ат. Для других
диаметров подъемника удельный расход получают умножением
найденного по графику значения /?о на коэффициенты:
для 48-лглг подъемника........................1,29
„ 60-лглг „ ......................1,12
, 89-лмг , ......................0,912
„ 114-мм „ ......................0,8
Для ускорения расчета диаметра подъемника можно пользо-
ваться специальной диаграммой (рис. 12). Для этого надо знать
дебит скважины Q в т]сутки, давление у башмака pi в ат (забой-
ное давление, если трубы спущены до верхних дыр фильтра) и
длину подъемника L в м. При построении этого графика приняты
удельный вес нефти у = 0,9 и абсолютное давление на устье сква-
жины рг=2 ат.
Эта диаграмма состоит из двух частей: в правой части по оси
абсцисс находятся значения давления у башмака pi в ат, а в ле-
вой—дебит скважины в конце фонтанирования Q в т[сутки. Для
определения диаметра подъемника надо найти на оси абсцисс пра-
вой части диаграммы точку, соответствующую значению рь затем
провести из нее вертикаль вверх до пересечения с линией длины
подъемных (фонтанных) труб в м и одновременно провести вверх
вертикаль из точки абсциссы левой части диаграммы Q т!сутки.
Диаметр фонтанных труб определится пересечением с последней
вертикалью горизонтальной линии, проведенной из найденной точки
пересечения вертикали правой части с линией длины L (см. указан-
ный на рисунке пунктирными линиями ключ для решения этой за-
дачи).
Диаметр подъемника, найденный по конечным условиям фонтй-
нирования скважины, надо проверить на максимальную пропускную
способность по формуле
QMaKc- 152’Н3^1н,^--1,5 ^ут««. (1II.6)
7 z,
где piH и р2н — соответственно давление у башмака и на устье сква-
жины в начале фонтанирования.
23
В этой формуле неизвестной величиной является давление на
устье pant Которое может быть определено из формулы
(10.7)
где Снач — начальный эффективный газовый фактор.
Значение рги можно также найти из графика (рис. 13), но для
этого надо предварительно определить значение абсциссы
0,0123yLa
Рис. 13. График для определения давления на устье
фонтанного подъемника.
Если начальный дебнт скважины окажется больше, чем полу-
ченный по формуле для QMaKC, то подъемник, рассчитанный по ко-
нечным условиям фонтанирования, не сможет пропустить более
Высокий начальный дебит. Тогда подъемник надо рассчитывать по
начальным условиям фонтанирования на режиме Фмакс- Необходи-
мый диаметр подъемника определится по формуле
а=0.188 /о?8 см. (Ш.8)
Подъемник диаметром, полученным по этой формуле, не будет
работать с максимальным к. п. д. в конце фонтанирования, а по-
этому фонтанирование скважины прекратится несколько раньше.
Принятый в результате расчета диаметр фонтанных труб надо
проверить на возможность спуска их в скважину, руководствуясь
24
следующим соотношением между диаметрами эксплуатационной ко-
лонны и фонтанных труб:
при 114-жж колонне
, 141-жж
, 168-жж »
, 219-жж
dy не
rfy
более 60
. 73
89
1U
мм
мм
мм
мм
Рабочее давление у башмака подъемных труб, необходимое для
нормальной работы воздушного подъемника, равно
Рра6 = 0,17н(£-//+-^) ат,
где(ув — относительный удельный вес нефти.
Расход газа (воздуха) при установившемся оптимальном ре-
жиме работы подъемника
0,0777d2,5 (драв —Д2)0’5 11н7-— Ю(дРаб“Рг)]2 ,, .......
Vх опт —----------777TZ—ТСН------------------ м l4'f U И. i V/
(Ш.9>
Р2
где d — внутренний диаметр подъемных труб в сж; L — длина
подъемных труб в ж; р2— абсолютное давление на устье в ат.
2. Расчет компрессорного подъемника [32]
а. Расчет подъемника, работающего с ограниченным отбором
жидкости. Находят допускаемый отбор жидкости (дебит сква-
жины):
(П1.и>
где К — коэффициент продуктивности скважины в т/сутки • ат\
\р— допускаемая депрессия в ат.
Забойное давление при этом дебите
Рзаб^Ал- ДР ат. (III. 12)
Длина подъемных труб обычно зависит от располагаемого рабо-
чего давления и определяется по формуле
L = Н £1)- ж,
(111.13)
7 см
где Н — глубина скважины в ж; pi — давление у башмака подъем-
ных труб, равное рраб=4 ат (ррае— рабочее давление, а 4 ат —
средние потери напора на движение газа от компрессора до баш-
мака подъемных труб), в ат.
Диаметр подъемника в условиях работы его на оптимальном ре-
жиме определяется по формуле
- ‘'=°'1881GSV
QL
(Ш.14>
25
или по упрощенной формуле
</=0,6 (111.15)
. Ю(Р1 — Рг) .
где §=----------—— — относительное погружение подъемных труб
под динамический уровень (здесь р2— давление на устье скважины
в ат); Qж — допускаемый дебит скважины в т/сутки.
Если полученный по расчету диаметр труб окажется нестандарт-
ным, можно взять ближайший меньший или ближайший больший
стандартный диаметр (лучше ближайший меньший) или применить
двухступенчатый подъемник. Длину каждой ступени находят так
же, как и для фонтанного подъемника.
Оптимальный полный удельный расход газа (включая собствен-
ный газ скважины) рассчитывают по формуле
м’/r (Ш.16)
или
/?<,,м= Л1/Г (Ш.17)
Л18-§-
Удельный расход нагнетаемого газа
Я0наг=/?0ПОл-(Оо-« ^4^) М31Т. (III.18)
Часовой расход нагнетаемого газа
V= /?0™г(?н м31ч. (П1.19)
Для ускорения и облегчения расчетов диаметр подъемника и
удельный расход рабочего агента могут быть определены по спе-
циальной номограмме А. П. Крылова (рис. 14). Для этого надо
знать дебит скважины Q, процент погружения подъемных труб (от-
носительное погружение g, умноженное на 100), абсолютное давле-
ние у башмака подъемника pi и приведенный динамический уро-
вень, который равен
hQ — L — (1П.20)
Тж
Для определения по номограмме диаметра подъемника от точки,
соответствующей проценту погружения подъемных труб /г°/о,
на оси ординат первого квадранта проводим горизонталь вправо,
а из точки дебита на оси абсцисс этого же квадранта — вертикаль
вверх. Точка пересечения этих линий определит диаметр подъем-
ника в условиях оптимального или максимального режима.
26
Для определения удельного расхода газа из точки, соответствую-
щей проценту погружения подъемных труб, проводим горизонталь,
влево до пересечения с линией, соответствующей значению давле-
ния у башмака pi во втором квадранте, после чего опускаем верти-
каль до пересечения в третьем квадранте с линией h0 (расстояние
до динамического уровня при оптимальном режиме) или с линией L
Рнс. 14. Номограмма А. П. Крылова для расчета компрессорного
подъемника.
(длина подъемника при максимальном режиме). Далее от точки
пересечения ведем горизонталь вправо до линии в четвертом квад-
ранте, соответствующей найденному диаметру подъемника. Нако-
нец, ведем вертикаль вверх до пересечения с осью абсцисс первого
квадранта, на которой находим необходимый полный удельный
расход рабочего агента.
б. Расчет подъемника, работающего с неограниченным отбором
жидкости. Определяем полный удельный расход рабочего агента:
/?0пол-/?0наг+О0 (111.21)
где Ронаг — допустимый удельный расход нагнетаемого газа
27
(устанавливается с учетом технико-экономических соображений)
в л3/т; Go — газовый фактор (по нефти) в л3/т.
В условиях неограниченного отбора жидкости из скважины для
получения наименьшего давления на забое длину подъемника при-
нимаем равной глубине скважины до верхних отверстий фильтра
(Ь==Я).
Давление у башмака pi, равное в данном случае (при L = H)
давлению у забоя рзаб, может быть определено по графику (см.
рис. 11) в зависимости от полного удельного расхода рабочего
агента /?оПол-
По уравнению притока находят возможный дебит скважины:
Q=«(pnn~p3^. (111.22)
Затем определяют относительное погружение подъемных труб
10 (pi — р2)
g—------— ----и диаметр подъемника по формуле
“=<’•<’ /Т . ом. (111.23)
Найденный диаметр округляют до ближайшего стандартного
диаметра или применяют ступенчатый подъемник.
3. Определение диаметра штуцера
а. Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанных сква-
жин с большим газовым фактором можно определить по фор-
муле Г. Н. Газиева [26]:
d = 0,27? (мм> (Ц1.24)
\ Ру /
где ф — Коэффициент, зависящий от величины газового фактора,
который принимается равным 1,0-*-1,2; Qr — дебит газа в м31сутки\
Ут — удельный вес газа в кГ/м3-, р7 — давление на устье скважины
перед штуцером в ат.
б. Методика расчета диаметра отверстия глубинного штуцера
для насосных скважин, эксплуатация которых осложнена влия-
нием газа (периодически фонтанирующих) и песка [33].
1. Определяют величину необходимого снижения уровня жидко-
сти (депрессию):
ДЛ=-^лс, (111.25)
Я
где Q® — дебит жидкости в т!сутки\ q — удельный дебит жидкости
в т]сутки • м.
28
2. Находят глубину погружения насоса под динамический уро-
вень:
h = L Лст — Mi м, (111.26)
где L — глубина установки насоса в м\ ha — статический уровень
в м.
3. Определяют активный напор по разности напоров в затруб-
ном и трубном пространствах:
м\ (III.27)
где у — относительный удельный вес добываемой жидкости; у' —
относительный удельный вес газо-жидкостной смеси, который для
скважин с глубиной подвески насоса до 1000 м принимается рав-
ным 0,35 (эта величина в зависимости от газового фактора может
отклоняться в обе стороны не более чем на 20%).
4. Находят объем газо-жидкостной смеси:
Qcm- Q* + Q- = м?1сутки, (111.28)
где Q® — объемный расход жидкости в м31сутки\ Qr — объемный
расход газа в м3) сутки.-, Go — газовый фактор в м3/м3-, а — коэффи-
иу
циент растворимости газа в м3/м3-ат-, р=--------давление у входа
10
в штуцер в ат.
5. Определяют сечение и диаметр глубинного штуцера:
р —@см м2
(111.29)
откуда
d== У0,785 М’
(111.30)
где ц=0,8 —коэффициент расхода; g=9,81 м!сек2— ускорение
Силы тяжести.
4. Расчет колонны подъемных труб при фоитанно-компрессорной
эксплуатации
Слабым звеном у гладких насосно-компрессорных труб (ГОСТ
633-63) является резьбовое соединение.
Нарезка резьбы приводит к уменьшению прочности труб, осо-
бенно труб малых размеров, с малой толщиной стенки.
Исходной величиной для расчета труб является сопротивление
их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения
1 В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что фонтанные явления
в скважине отсутствуют, уравнение активного напора будет иметь вид Я=«йу'.
29
в Нарезанной части трубы достигают предела текучести (страги-
вающая нагрузка), приведены в приложении 4.
Предельно допускаемая длина I подвески для одноразмерной
колонны определяется из выражения
Фетр
4тр
М,
(III.31)
где Qctp—страгивающая нагрузка для выбранных типа и размера
труб в «Г; k — коэффициент запаса прочности, обычно принимае-
мый равным 1,3—1,5; q?p— вес 1 м труб в кг.
Для двухразмерной колонны длины секций будут
Z I Q»P~9g.P. l+l^L. (IlL32)
1 41 2 '112
Для трехразмерной колонны
j _ Qcrp J Qcrp @стр
kqY ; :
, . Qctp -Qctp ; l^l^l^L. (III.33)
3 kq3
Счет секций ведется снизу вверх. Обычно внизу колонны уста-
навливаются трубы меньшего размера, а по направлению к устью
размер труб увеличивается.
Для труб с высаженными наружу концами прочность по телу
соответствует прочности по нарезанной части трубы (равнопроч-
ная конструкция). Расчет ведут по телу трубы, исходя из растяже-
ния от собственного веса.
Для одноразмерной колонны допустимая длина подвески насоса
определяется из выражения
(Ш.34)
где Qi — растягивающее усилие, соответствующее пределу текуче-
сти материала трубы; Qi=/7io'; q^— вес 1 м трубы; Ft — площадь
сечения труб; о' — предел текучести.
Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций
будут
/ =-gk. И 4 = -^=^-, (111.35)
1 kqx 2 kq2 v ’
где Qz — усилие, соответствующее пределу текучести материала
трубы второй секции; Q2=<j"F2; qz — вес 1 м труб второй секции.
Для трехразмерной колонны
__ Qi . / _ Qz — Qi . ] _ Qz— Q2
1 4i ’ 2 kq3 ' 3 kq3
(111.36)
30
где <2з = а"'Гз — усилие, соответствующее пределу текучести для
труб третьей секции.
Предельные глубины спуска кблонн при фонтанно-компрессор-
ной эксплуатации можно определить по таблицам приложений
6, 7 и 8.
Для подбора ступенчатых колонн подъемных труб из стали
группы прочности Д можно пользоваться специальными графиками
(рис. 15, 16 и 17).
График рис. 15 составлен для двухступенчатых (двухразмерных)
колонн неравнопрочных подъемных труб, а график рис. 16 —для
двухступенчатых колонн равнопрочных подъемных труб, график
рис. 17 служит для подбора трехступенчатых колонн равнопрочных
подъемных труб.
При составлении этих графиков за расчетные усилия для фон-
танно-компрессорных скважин принят собственный вес труб.
По оси абсцисс этих графиков даны разные значения коэффи-
циента запаса прочности труб К, а по оси ординат — предельная
общая глубина спуска всей колонны h и длина верхней и средней
(для трехступенчатых колонн) ступеней /ц и /12 в м.
Графики состоят из двух (для двухступенчатых колонн) и трех
(для трехступенчатых колонн) групп кривых.
Как показывают пунктирные линии, проведенные на графиках
рис. 15 и 16, для подбора двухступенчатых колонн подъемных труб
надо найти на оси ординат точку 1, соответствующую общей глу-
бине спуска всей колонны, и провести из нее горизонталь вправо до
пересечения с кривой для колонны принятой конструкции (точка 2).
Из этой точки пересечения надо опустить перпендикуляр на ось
абсцисс. Положение точки 3 определит коэффициент запаса прочно-
сти труб (отнесенный к пределу текучести), который должен быть
не меньше 1,5.
Для определения длины верхней ступени труб hi надо найти
точку 4 пересечения опущенного на ось абсцисс перпендикуляра
с кривой конструкции колонны в нижней части графика. Горизон-
таль, проведенная из точки 4 влево, определит в пересечении с осью
ординат длину верхней ступени труб большего диаметра. Длина
нижней ступени труб меньшего диаметра будет равна hz~h — hi.
Запас прочности при трехступенчатых колоннах находится ана-
логично (см. рис. 17). Длины ступеней этих колонн определяются
путем пересечения перпендикуляра, опущенного на ось абсцисс,
с соответствующими кривыми конструкции подъемной колонны
в средней и нижней частях графика (группы hi и /12). При этом
верхняя ступень из труб большего диаметра определится пересече-
нием кривой группы hi, а средняя — пересечением кривой группы /12.
Длина нижней ступени из труб самого малого диаметра будет
равна h3=h — (hi + А2).
31
Рис. 15. График для подбора двух-
размерных колони подъемных не-
равнопрочных труб из стали группы
прочности Д.
h ----/7Wf
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
7000
1500
1000
500
11
0,
0,5 1.0 1,5 2.0 к
Рис. 16. График для подбора двух-
размерных колонн подъемных равно-
прочных труб из стали группы проч-
ности Д.
Рис. 17. График для подбора трехразмерных
колонн подъемных равнопрочных труб из стали
группы прочности Д.
3 Заказ № 126
Допустимое внутреннее давление для труб определяется по фор-
муле Барлоу:
Аоп=--^- (Ш.37)
где 6—толщина стенки трубы в мм\ стт — предел текучести
в кГ/см2-, dn — наружный диаметр трубы в мм-, X — коэффициент
запаса прочности, равный 2.
Прочностная характеристика насосно-компрессорных труб дана
в приложении 3.
5. Расчет установки периодического компрессорного
подъемника [32]
Требуется рассчитать по методу А. П. Крылова двухрядный
подъемник с камерой замещения, с отсечкой газа на устье и у ка-
меры.
а. Отсечка газа на устье. Рабочее давление нагнетаемого газа
Рра6 = -§- + ^р + 1 ат- (Ш-38)
где h — высота столба жидкости, который может быть вытеснен
в подъемные трубы при полном использовании рабочего давления
в м; ртр — потери напора на трение в м ст. жидк.\ у — относитель-
ный удельный вес жидкости.
Зная рРаб, находим
0.01Z ,\
Р₽аб А5 1 10
“п ]
-
д (Рраб-Лр-1)- 10
п —-------------—
(111.39)
т
где L —длина подъемника, которая обычно принимается равной
глубине скважины (приемный клапан у забоя), в м; dn — диаметр
подъемных труб в см.
Длина камеры (при коэффициенте наполнения, равном единице)
d2h
= (Ш.40)
где DK— максимально возможный диаметр камеры замещения в см.
Дебит жидкости за один цикл при оптимальном расходе нагне-
таемого газа
(Ш.41)
где f — площадь внутреннего поперечного сечения подъемных труб
в м2.
34
Т, — -=— мин.
v о
Расход газа в период нагнетания, соответствующий минималь-
ному удельному расходу газа, будет
у0 = о,1IbcftyH? м^ч. (111.42)
Необходимое для одного цикла количество газа, приведенное
к нормальным условиям, при отсечке газа у устья скважины
vy = [А (Л - А) + f + * - QI (Ш.43)
где h=:L — 1К — длина подъемных труб (без длины камеры) в м;
fB — площадь внутреннего поперечного сечения труб наружного
ряда в мг; ft — площадь наружного поперечного сечения подъемных
труб в л2; р0 — атмосферное давление в ат.
Продолжительность периода нагнетания газа
(1П.44)
Продолжительность периода накопления жидкости
14400Г In 4^
1 мин, (Ш.45)
где F — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны
в л2; К — коэффициент продуктивности в т! сутки- ат-, Si=L— 1К —
— hCj — расстояние от статического уровня до верха камеры заме-
щения в м (рис. 18); /id — статический уровень жидкости в м; Зз —
расстояние от статического уровня до уровня в камере, который
устанавливается в ней перед началом процесса накопления жидко-
сти (после входа жидкости из затрубного пространства и стока ее
со стенок подъемных труб), в ж;
' VCT
«з=--«з---
где s'— расстояние от статического уровня до уровня в камере,
который устанавливается в ней после входа жидкости из затруб-
ного пространства, в м\ VCT — объем жидкости, стекающей со сте-
нок подъемных труб после каждого выброса жидкости, определяе-
мый по формуле
,, 0,8/
Кт = - .0-5-•• (Ш-46)
“п
S3 = ZK + - (Sx - s2) - 1К , (Ш.47)
где 5г — расстояние от статического уровня до уровня жидкости
в затрубном пространстве, который установится к концу нагнета-
3*
35
нйя, в м; Faat—площадь сечения между эксплуатационной колон-
ной и трубами наружного ряда в F а — площадь сечения
между эксплуатационной колонной и камерой замещения в м2.
о —
е14 400/?затр
(Ш.48)
где е — основание натуральных логарифмов.
Определив значение 8г, находим величины s', S3 и Т%.
Статический
уровень
Рис. 18. Схема перемещения уровня
при установке в скважине камеры
замещения.
а — при отсечке газа на устье; б —при
отсечке газа у камеры.
Продолжительность полного цикла
Т = Тх-\-Т2 мин. (111.49)
Дебит скважины
Q== <7Ц —т/сутки. (111.50)
Удельный расход газа
(Ш.51)
б. Отсечка газа у камеры. В этом случае величины й, дц,
36
Ik, Vo, Vct и Si остаются без изменения. Несколько меняется опре-
деление и Тг :
l/,=/(Z4-A-ZK)^ дС; (III.52)
14400Гкам1п А
Г2 -------мин, (111.53)
где Гкам — площадь поперечного сечения камеры в ж2.
«2 = L - Лст - м. (111.54)
‘ кам
В остальном расчет ведется аналогично случаю отсечки газа на
устье.
6. Определение давления сжатого газа при освоении
газовой скважины [13]
Столб находящейся в скважине жидкости оказывает на забой
давление
ат, (111.55)
где Я —глубина скважины в м\ у — относительный удельный вес
жидкости.
Понижение забойного давления на необходимую величину по-
требует понижения уровня жидкости в скважине на Hi. При этом
забойное давление будет
Хаб = т-4Г’ (Ш.56)
откуда
= м (1П,57)
Повышение уровня в затрубном пространстве в момент снятия
давления газа в нем будет равно
Я2 = м< (1П.58)
где f — площадь сечения подъемных труб в ж2; F — то же эксплуа-
тационной колонны в м2.
Давление сжатого газа, необходимое для вытеснения жидкости
из затрубного пространства, будет
р = 1^1+^Н. ат. (111.59)
37
7. Определение максимально возможного дебита газовой
скважины [13]
Критическая скорость газового потока в подъемных трубах на
устье скважины равна
®кр = 3,ЗЗУЯГ м/сек, (111.60)
где R — газовая постоянная (для метана /?=53); Т—абсолютная
температура газа на устье в °К.
Для природного газа (при 7=288° К) при расчетах можно при-
нимать wKP=400 м/сек.
Максимальный дебит при отборе газа через фонтанные трубы
Q<j> = ^KpfPy М3/сутки, (111.61)
где f — площадь сечения фонтанных труб в мг; ру-— давление на
устье скважины в ат.
Максимальный дебит при отборе газа через эксплуатационную
колонну
(2экс=®кр/>у -И3/СУТИН,
где F— площадь сечения эксплуатационной колонны в м2.
8. Определение диаметра фонтанных труб [24]
Согласно опытным данным, минимальная величина скорости w,
обеспечивающая вынос воды, конденсата и механических примесей,
находится в пределах 5-J-10 м/сек. При ш=10 м/сек диаметр фон-
танных труб может быть определен по формуле
d = 0,228 ]/см, (III.62)
где Q — дебит газовой скважины в тыс. мР/суткщ Т — абсолютная
пластовая температура в °К.
Если найденный диаметр труб получится нестандартный, то сле-
дует принять ближайший стандартный диаметр (как правило, бли-
жайший меньший). Если полученный диаметр не соответствует га-
баритам скважины, то должен быть принят максимально допусти-
мый диаметр (d^0,57>, где D — диаметр эксплуатационной ко-
лонны).
9. Определение диаметра штуцера для газовой скважины [13]
Диаметр отверстия штуцера может быть определен по формуле
= 0,264 мм, (III.63)
где Q — дебит скважины в м3/суткщ р — давление перед штуцером
(буферное на устье скважины) в от; |л=0,96 — коэффициент рас-
хода.
38
10. Определение работы расширения газа на этапах
его движения, принимая расширение газа в штуцере и регуляторе
давления адиабатическим, а на остальных участках —
изотермическим [13]
Расчет ведем на объем V= 1000 м3 газа.
Весовое количество газа
G = V~(= ЮООу кг,
(111.64)
где у — удельный вес газа.
Работа, затрачиваемая на движение газа по пласту к забою
скважины, выразится в виде:
Lx = 2,3zxGRTx\g кГч, (111.65)
где Zi — коэффициент сжимаемости газа при пластовом давлении
рпл; R — газовая постоянная; Т\— пластовая температура в °К.
Работа, затрачиваемая на подъем газа в стволе скважины, оп-
ределится формулой
L2^2,3zxGRTx\g-^- кГм, (1П.66)
Ру
где ру — давление на устье скважины (буферное) в ат.
Работа, теряемая в штуцере:
г —z q RTi
кГм,
(111.67)
где Z2 — коэффициент сжимаемости газа при давлении ру; k — по-
казатель адиабаты; рс — давление в сепараторе в ат.
Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в про-
мысловой газосборной сети:
ц = 2,Зз3О/?Г2 1g -g- кГм, (111.68)
где Зз —коэффициент сжимаемости газа при давлении рс; Тг — тем-
пература газа на поверхности в °К; Pi — давление в начале газо-
провода в ат.
Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в маги-
стральном газопроводе (коэффициентом сжимаемости при невысо-
ком давлении можно пренебречь) :
L5=2,3GRT2lg-g- кГм, (1П.69)
где рг — давление в конце магистрального газопровода в ат.
39
Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в город-
ской газораспределительной сети высокого давления:
Z6 = 2,3G/?r2lg~g- кГм, (111.70)
где рз — давление у газораспределительных будок в ат.
Работа, теряемая при адиабатическом расширении В редукцион-
ных клапанах газораспределительных будок:
I — q Ф2
^7—
Л-1
Л
кГм,
(111.71)
где р4— давление в газораспределительной сети низкого давления
в ат.
Для наглядного сравнения расхода пластовой энергии на раз-
ных этапах движения газа следует выразить результаты расчета
в процентах и свести в общую таблицу.
11. Определение температуры подогрева газа у скважины
для предотвращения образования гидратов [13]
Подогрев газа — один из способов борьбы с гидратами.
Температура газа после штуцера
= °C, (П1.72)
где ti — температура газа в °C; ру — давление на устье в ат;
рс — давление в сепараторе в ат; ц.—0,3 — коэффициент, учитываю-
щий дроссельный эффект охлаждения газа при редуцировании его
в штуцере.
Температура образования гидратов /г зависит от удельного веса
газа и давления.
Для того чтобы обеспечить температуру газа за штуцером
выше tT, газ в летних условиях надо подогревать на 6-т-10°С. Зимой
подогрев должен компенсировать также и охлаждение газа в газо-
сборной сети. Температура в конце этой сети (перед дегидрационной
установкой) может быть определена по формуле Шухова:
+ ”С. (111.73)
е QlC
где to—температура грунта зимой в °C; t — температура газа в °C;
k — показатель адиабаты; D — диаметр газопровода в м\ L —
длина газопровода в м; Q — дебит скважины в м3/ч; у — удельный
вес газа; С — теплоемкость газа в ккал/кГ\ е=2,718 — основание
натуральных логарифмов.
Ясно, что tx>tr.
40
IV. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
1. Определение производительности и коэффициента подачи
насосной установки
Теоретическая производительность глубиннонасосной установки
определяется по формуле
QT= 1440-^-sn-[ т1сутки, (IV.1)
где 1440 — число минут в сутках; D — диаметр плунжера насоса
в л; s —длина хода головки балансира (полированного штока) вл<;
п — число качаний (двойных ходов) в минуту; у — относительный
удельный вес жидкости.
Коэффициент подачи насосной установки
(1V.2)
где Q$ — фактическая производительность насосной установки.
В целях ускорения и облегчения расчетов для определения
теоретической производительности штанговых насосов можно поль-
зоваться специальной таблицей (приложение 16) или номограм-
мой Иванова, перестроенной нами для стандартных диаметров
насосов и длин хода полированного штока в соответствии с суще-
ствующим нормальным рядом станков-качалок (рис. 19).
По этой номограмме можно найти любой из пяти параметров
работы насосной установки (Q, D, s, п, ц) при четырех других из-
вестных. На практике чаще всего приходится определять D, Q и ц.
Для определения диаметра плунжера D (при известных п, $,
QT и ц) необходимо из точки на левой ветви оси абсцисс, соответст-
вующей значению числа качаний п, провести вертикаль вверх до пе-
ресечения с лучом длины хода головки балансира $, затем из
найденной точки провести горизонталь вправо к лучам диаметра
плунжера насоса D. С другой стороны надо взять точку на оси ор-
динат, соответствующую фактической производительности насосной
установки Q в м3! сутки, провести из этой точки горизонталь вправо
до пересечения с лучом ц и из полученной точки провести вертикаль
вверх до пересечения с горизонталью, проведенной ранее к лучам D.
Найденная точка и определит диаметр плунжера насоса D. В слу-
чае, если эта точка попадет в промежуток между двумя лучами D,
диаметр плунжера находят интерполированием, и он получается
нестандартный. Тогда пользуются ближайшим стандартным значе-
нием диаметра, а для получения заданной производительности Q
соответственно изменяют значения параметров s и п.
Для определения фактической производительности насосной
установки Q (при известных п, s, D и т]) необходимо на левой ветви
оси абсцисс найти точку, соответствующую заданному значению п,
затем ’провести вертикаль вверх до значения s, а из полученной
41
точки провести горизонталь вправо до пересечения с лучом D, после
чего опустить вертикаль вниз до луча т] и, наконец, провести го-
ризонталь влево до оси ординат, где и будет найдена производи-
тельность Q.
Для определения коэффициента подачи насосной установки д
(при известных значениях п, s, D и Q) ведут из точки п (левая
ветвь оси абсцисс) вертикаль вверх до пересечения луча $, откуда
3300
3000
2100
2оое
2100
1800
1500
1350
1200
1050
300,
Длина хаба полиробаннигщ
ч штока s,mm
050
1510 12 10 Я . .
Число качаний б мину ту,п
<
&.
28323803 56 68
4/Р
80-
120-
180-
200-
S3
.Диаметр плунжера насоса 0, мм.
200___ 300 000 500
•оретиПсная пппиз-_ 1 _
^6а0цтельносгп QT, муашт—
КоэффициентпоОачи нйс'оса^.'
320 —----------1—— :
360---------------------------X
ООО-----------------------------
ООО-----------------------------
0,1
0J5
0,2
0,25
0,3
0,35
0,0
0,05
0,5
0,55
0,6
0,65
0.1
0,15
0,8
0.85
0,3
1SL
6 0 2 S
1 I
Ж
J+W
&
§
Рис. 19. Номограмма для определения параметров работы штангового
насоса.
проводят горизонталь вправо до пересечения с лучом D, затем опу-
скают вертикаль до пересечения с горизонталью, проведенной
вправо из точки QT, взятой на оси ординат. Если найденная точка
попадет в промежуток между двумя соседними лучами, значение tj
находят интерполированием.
2. Определение длины хода плунжера в я
а. По статической (элементарной) теории
®пл ^11 “Г jqi2 ) (IV .3)
42
где s — дЛина
в минуту;
хода полированного штока в м; п — число качаний
; __ плТ£*(/ш ~Ь /т)
л ~ 1(Н£/ш/т
(1V.4>
— потеря хода от удлинений насосных штанг и труб; L — глубина
спуска насоса в л<; ?Пл — площадь сечения плунжера в см2; —
площадь сечения насосных штанг в см2; fT—площадь сечения тела
насосных труб в см2;-у— удельный вес жидкости в кГ/м3; Е—
=2,1 • 10е — модуль упругости стали в кГ1см2.
б. По формуле Л. С. Лейбензона (по динамической теории)
где <р=---- радиан — угол сдвига фаз при движении плунжера;
лп
<в— ’зб’
угловая скорость; «=5100 м/сек — скорость звука в ме-
талле штанг.
В случае применения двухступенчатой колонны насосных штанг
общее удлинение всей колонны определится по формуле
(IV.6)
где т — доля длины штанг большего диаметра (верхней ступени);
b — то же меньшего диаметра (нижней ступени); fi — площадь се-
чения штанг верхней ступени; /г — площадь сечения штанг нижней
ступени;
x=-fy~, (IV.7)
/2
При глубинах установки штангового насоса более 1500 м и при
большем числе качаний расчет по динамической теории дает боль-
шие значения длины хода, чем по статической теории.
В большинстве случаев (при L<1500 м) можно пользоваться
более простой формулой статической теории. При малых числах ка-
чаний (до 6—8 в минуту) 5пл можно определять по статической
/ 225Lana X
теории без учета фактора выигрыша хода 1 + ~ , т. е.
с учетом только упругих удлинений насосных штанг и труб.
3. Определение диаметра плунжера, обеспечивающего
максимальную производительность насоса
Увеличение диаметра плунжера приводит к повышению произ-
водительности глубинного насоса только до определенного предела,
так как одновременно увеличиваются потери хода вследствие уп-
ругих’деформаций насосных штанг и труб. Увеличение диаметра
43
плунжера сверх этого предела при постоянных параметрАх работы
насоса (длина хода и число качаний) ведет к уменьшению произ-
водительности. Поэтому для любой глубины спуска набосй суще-
ствует предельный диаметр плунжера, при котором можно полу-
чить максимальную производительность.
Для условий свободной подвески насосных труб максимальная
площадь сечения плунжера определяется по формуле [32]
F макс
sE • 104
СМ,
(1V.8)
где уж — удельный вес добываемой жидкости в кГ/м3-, Лд — расстоя-
ние от устья до динамического уровня в л<; L — глубина спуска на-
соса в м; остальные обозначения прежние.
О;л==-|/ cm. (1V.9)
Если насосные трубы заякорены (опираются на забой или трубо-
держатель), то они не испытывают упругих деформаций. Тогда
максимально возможное поперечное сечение плунжера опреде-
ляется по формуле
(IV-10)
откуда
|/" 4/»акс СМ' (IV.11)
4. Подбор основного глубинноиасосного оборудования
нормального ряда и установление режима работы насоса
Эта задача может решаться графическим и аналитическим ме-
тодами.
Графический метод основан на применении диаграмм АзНИИ
(рис. 20 и 21). Для этого надо знать дебит скважины Q в т!сутки и
глубину спуска насоса L в м.
Тип станка-качалки и диаметр плунжера насоса находят непо-
средственно из диаграммы (пересечением проекций точек дебита н
глубины спуска насоса). Тип насоса определяют в зависимости от
глубины его спуска (при глубине свыше 1000—1200 м следует при-
менять вставные насосы).
Диаметр насосных труб зависит от типа и диаметра насоса.
Группу прочности (марку) стали для труб выбирают с учетом глу-
бины подвески насоса. Диаметр насосных штанг и группу прочно-
сти стали подбирают также с учетом глубины подвески насоса. При
Глубине подвески свыше 1000—1200 м для облегчения собственного
44
Рис. 20. Диаграмма АзНИИ (А. Н. Адоиина) для выбора
глубиннонасосного оборудования нормального ряда при дебите
до 125 м3/сутки.
1 - СКН2-615; 2 - СКНЗ-1515; 3 - СКН5-3015; 4 — СКН10-3315.
веса насосных штанг следует применять ступенчатые колонны. При
двухступенчатой колонне углеродистых штанг (из стали! 40У) про-
центное количество штанг верхней ступени равно диаметру плун-
жера в мм. Для штанг из стали других групп прочности (марок)
длину ступеней находят по соответствующим таблицам! [4].
Для установления режимных параметров работы нааоса следует
принять максимально возможную длину хода полированного штока
для выбранного типа станка-качалки и иайти необходимое число
качаний из следующей зависимости:
(IV.12)
Чтмакс
где пМакс — максимальное число качаний по характеристике станка-
качалки; (?ф — фактический дебит скважины в т/сутки; QMaKC— мак-
симальная производительность насоса при работе на максималь-
ных параметрах (находят по диаграмме АзНЙИ).
Аналитический метод решения этой задачи состоит в определе-
нии для принятого типа станка-качалки диаметра плунжера £>Пл,
длины хода полированного штока s и число качаний п. Тип станка-
качалки может быть выбран и позже, после определения указанных
параметров и величины нагрузки на головку балансира.
Для выбора оптимального режима работы насоса надо исхо-
дить из условия получения минимальной нагрузки на головку ба-
лансира, минимальных напряжений в штангах с последующей про-
веркой прочности штанг на разрыв и частоту обрыва.
Для получения минимального напряжения в штангах значения
Опл, s и п должны находиться в следующей зависимости между со-
бой (при коэффициенте подачи т]=0,7 и удельном весе нефти
у=900 кГ/м3) [37]:
<1V-13)
Рпл = 0,29 Г (IV.14)
где qcp — средний вес 1 м насосных штанг в кг.
Для выбора наивыгоднейшего режима, соответствующего мини-
мальному напряжению в штангах, необходимо сначала задаться
рядом возможных значений s для принятого типа станка-качалки и
найти по первой формуле соответствующие им значения п. Далее
для принятых значений s и вычисленных значений п надо найти
из формулы производительности насоса площадь сечения и диаметр
плунжера:
^л = ^^2, (IV.15)
где Q — производительность насоса в м3/сутки-, s — длина хода по-
лированного штока в и;
46
Затем иадо задаться стандартными значениями п, найти по вто-
рой формуле соответствующие им значения Едп и из формулы про-
изводительности найти
* = (IV.17)
г плл
Для наглядности результаты вычислений следует свести в таб-
лицу.
Для всей режимов, при которых s и п не превышают макси-
мально возможных значений, надо определить нагрузку на головку
балансира.
Максимальная нагрузка по статической теории будет
+ «Г, (IV.18)
Уш — Уж
где L — глубина спуска насоса в м; Ь~—-------!-----коэффициент
2
потери веса штанг в жидкости; ------------фактор динамичности.
Для режима, при котором нагрузка на головку балансира РмаКс
получится минимальная, определяют максимальное напряжение
в штангах:
= (IV.19)
J ш
где /ш—площадь сечения штанг в ши2 (см. приложение 15).
Принятые штанги проверяют на выносливость путем определе-
ния параметра k, входящего в формулу А. С. Вирновского:
(IV.20)
Из всех возможных режимов самым выгодным будет тот, при
котором получаются минимальные значения оМакс и k.
Полученные расчетным путем режимные параметры Дпл и п мо-
гут оказаться нестандартными. При нестандартном диаметре плун-
жера определяют число качаний, которое надо иметь для получения
заданного дебита при ближайшем значении стандартного диаметра:
п==пр~п------> (1V.21)
Ь'пл. ст
где Пр — расчетное число качаний; £)пл.р— расчетный диаметр плун-
жера; £>пл. ст — стандартный диаметр плунжера.
Если при этом получится и нестандартное, следует изготовить
шкив для электродвигателя необходимого диаметра, который опре-
делится по формуле
= . (IV.22)
47
где п — число качаний в минуту; dv~ диаметр редукторного шкива
в мм; i — передаточное число редуктора; «эл — числа оборотов
вала электродвигателя В минуту. /
Диаметры стандартных шкивов указаны в табл. 1. I
Таблица 1
Диаметры шкивов, лл
Тип станка-качалки
редуктора
электродвигателя
СКН2-615 490 70, 125, 170, 270
СКНЗ-915 (СКНЗ-1515) 742 102, 142, 212
СКН5-1812 (СКН5-3015) 800 200, 300, 400
СКН10-2115 (СКН10-3315) 990 200, 240, 300
5. Расчет ступенчатых колонн насосных штанг [32]
Подбор ступенчатой колонны штаиг ведется двумя способами:
а) путем определения точки, в которой напряжение равно макси-
мально допустимому; б) путем определения такой длины ступеней,
при которой максимальные напряжения в каждой ступени штанг
равны между собой.
Первый способ. Длина нижней ступени насосных штанг в м
(счет индексов сверху)
/ — °/2 — f ж
2 q2(b + nT)
(IV.23)
где ст — максимально допустимое напряжение на растяжение в за-
висимости от группы прочности (марки) стали в кГ/см2; /г— пло-
щадь сечения штанг нижней ступени в см2; Рж — вес столба жидко-
сти над плунжером в кг; дг— вес 1 м штанг нижней ступени в кг;
b — _!----1----коэффициент потери веса штанг в жидкости (уш —
Уш
удельный вес материала штанг; у» —удельный вес жидкости);
sn2
т~ «гх ~ фактор динамичности,
1440
Длина верхней ступени насосных штанг
/ — ° (/1-Л)
1 qx(b + m)
М,
(1V.24)
где fi — площадь сечения штанг верхней ступени в см2; <71 — вес 1 м
Штанг верхней ступени в кг.
Максимальное напряжение в точке подвески штанг
\ *Г1см>, (IV.25)
где !
Лк + Рш (Ь + т) = Рж + (^/1 + q2l2) (Ь + т) кГ.
По ама1с подбирают группу прочности (марку) стали.
Второй способ. Длина отдельных ступеней насосных штанг (счет
индексов сверху) при трехступенчатой колонне
/2 = L -1^ж±±. ft.+.(у ~ 1)..; (iv.26)
^у/з — ----— Ий + т)
lz=L + у ~2z) + qr{b + т)
41 (*+ т) (з—-----
l^L-l2~l,; (1V.28)
fl __ 41___r. /1 ____. 41 _ /2___ 42 __..
/2 42 fa 4a ’ fa 4a
где qm — вес 1 м жидкости над плунжером в кг-, Ь — коэффициент
потери веса штанг в жидкости; fi, fa и fs—площади поперечного се-
чения штанг разного диаметра в см2; qt, q2 и q&— вес 1 м штанг
разного диаметра в кг.
По величине
Рмакс ~ Рж 4" (<7/1’4" <?2^2 4- <7з^з) (Ь 4" ni)
р
определяют омакс=—и подбирают группу прочности (марку)
Л
стали.
6. Определение приведенных напряжений в насосных штангах
Как показали исследования И. Л. Фаермана, разрушение насос-
ных штанг обычно носит усталостный характер. Поэтому правиль-
нее вести расчет колонны штанг не по максимальному напряжению
в опасном сучении, а по «приведенному напряжению», которое за-
висит от максимального напряжения амакс и от амплитуды измене-
ния напряжения оа.
А. С. Вирновский на основе элементарной теории дает следую-
щее расчетное уравнение для определения приведенных напряжений
в любом сечении колонны насосных штанг:
= кГ/мм2, (1V.29)
где Омэкс = Оср 4-Оа —максимальное напряжение в кГ/мм2; оср —
4 Заказ № 126
49
среднее напряжение цикла, действующее на верхнее сечение штанг,
которое определяется по формуле /
°ср = Тж (4"^ ~ L кГ1мм2’ (IV-30)
для Dnn — диаметр плунжера насоса; dm — диаметр йасосжых штанг
(в одинаковой размерности с £>цл); L— глубина спуска насоса в м;
Уж и уш — удельный вес жидкости и насосных штанг в кГ/м3.
Oa = 575-^ + wcp7ui-g-£ кГ1мм2
I* Iff
(IV.31)
— амплитуда напряжений, где тср=1,2 — средний кинематический
ГСП
коэффициент станка-качалки [6]; со= —---угловая скорость вра-
щения кривошипов; п — число качаний в минуту; s — длина хода
полированного штока в м.
При применении ступенчатой колонны штанг длины ступеней
подбирают так, чтобы наибольшие значения уомаКс оа для верхних
сечений ступеней были одинаковы, т. е. чтобы
°макс1аа1 Омакс2°а2 “ • • • ’ °макс гР&п >
где Омаксь оМакс2, омаксп — максимальные напряжения в верх-
них сечениях ступеней штанг; oai, оа2, .оап —средние ампли-
туды напряжений ступеней штанг.
Для двухступенчатой колонны штанг, обозначив через L длину
всей колонны, а через I — длину нижней ступени колонны, получим
по приближенным формулам А. С. Вирновского:
для нижней ступени
= + (IV.32)
°a2 = 575^A+wcp7ui^Z; . (IV.33)
а2 &
°макс2 :== °ср2 “Ь °а2> (IV.34)
для верхней ступени
( 1 Z)2 , А , . (, d2 А , , ( I , I , d2 А.
°ср! — '(ш I 2 ^2 1 I “Ь *Ьк I 1 ^2 +
(IV.35)
(«2 X
(lv-36)
°макс! == оср1 "Ь °а! •
50
Следовательно, для двухступенчатой колонны штанг должно
иметь место равенство
1 °макс1°»1 0макс20а2 • (IV.37)
Подставляя в это равенство значения отдельных членов, найден-
ные выше, и решая его относительно I, можно определить длину
нижней ступени колонны штанг.
При подборе группы прочности стали для штанг надо руковод-
ствоваться следующими нормами допускаемых приведенных напря-
жений [37]:
Рис. 22. Номограмма Я. А. Грузинова для подбора колонн насосных штанг.
для углеродистых штанг (сталь 40У) —7 кГ/мм2-,
для тех же штанг с уплотненной поверхностью, наклепанной
дробью, — 8 кГ1мм2\
для нормализованных штанг из хромоникелевой (20ХН) или
марганцовистой (36Г1) стали — 9 кГ/мм2-,
для сорбитизированных штанг из никельмолибденовой стали
15НМ—11 кГ/мм2.
Кроме аналитического метода (по формулам А. С. Вирнов-
ского), для подбора насосных штанг по приведенным напряжениям
можно пользоваться расчетными таблицами (приложения 17, 18 и
19) и номограммой Я. А. Грузинова (рис. 22). На этой номограмме
по оси абсцисс отложены глубины спуска насоса bjk, а по оси орди-
нат—значения приведенных напряжений в кГ/мм2.
4* 51
Система точек и квадратов в правой части номограммы (7), со-
единенных между собой пунктирными линиями, выражает /очетаиие
применяемых диаметров насосов и штанг. |
Система пунктирных линий в левой части иомограммй (II) вы-
ражает сочетание чисел качаний п и длины хода полированного
штока s. I
Система сплошных линий в левой части номограммы/(777) слу-
жит для расчета ступенчатых колонн. Расстояния между'этими ли-
ниями и осью ординат выражают величины снижения значений при-
веденного напряжения при переходе от ступени меньшего диаметра
к соседней ступени большего диаметра.
Таким образом, можно быстро и без громоздких вычислений рас-
считать ступенчатую колонну штанг.
7. Проверка необходимости установки утяжеленного низа колонны
насосных штанг и определение его веса
Исследованиями Н. В. Зубкова установлено, что сила трения
плунжера о цилиндр насоса при отсутствии в жидкости песка имеет
небольшую величину, которой можно пренебречь.
Фактически опусканию штанг при ходе плунжера вниз проти-
водействуют следующие силы *:
1) разность гидравлических сил, действукицих на плунжере
снизу и сверху;
2) гидравлические сопротивления при движении жидкости через
нагнетательные клапаны;
3) силы трения штанг о трубы и жидкость;
4) инерционные силы.
Последние две силы действуют равномерно по всей колонне
штанг (кроме случая искривления ствола), а потому не вызывают
продольного изгиба штанг. Следовательно, суммарная сила, вызы-
вающая продольный изгиб штанг при ходе вниз, будет
СИз = 0,иТж/ш + С?1К кг, (IV.38)
где 0,17/у>4ш — разность гидравлических сил, действующих на плун-
жер снизу и сверху; GTK — гидравлические сопротивления в нагне-
тательных клапанах, равные
GTK== нк ДР(77ПЛ —/0), (IV.39)
где «к — число нагнетательных клапанов на плунжере; РПл— пло-
щадь сечения плунжера в сл<1 2; f0 — площадь отверстия в седле кла-
пана в см2; АР — потеря напора в одном клапане, определяемая
по формуле [39]
ДР = 1|4-.I0~3(sn)2bL_ . ат (IV.40)
(здесь d0 — диаметр отверстия в седле клапана в одинаковой с £>Пл
1 Н. В. Зубков. Методика определения потребного утяжеленного низа
насосных штанг. Нефть и газ, № 1, 1964.
52
размерности; |л — коэффициент расхода, который находят по гра-
фику рис. [23 в зависимости от числа Рейнольдса Re).
Для определения Re надо найти максимальную скорость движе-
ния жидкости через отверстие в седле клапана по формуле [39]
D^nns
^макс=^60-- (1V.41)
По величине силы, вызывающей продольный изгиб штанг, нахо-
дят величину изгибающего напряжения в штангах:
«Псм2, (1V.42)
о йо* gw3 bio3 /О" aw i-wywiie
Рис. 23. График для определения коэффициента расхода
для различных клапанов штанговых насосов.
1 — клапаны завода нм. Дзержинского; 2 — клапаны нормаль-
ного исполнения открытого типа; 3 — то же закрытого типа.
где с/т и dm — диаметры насосных труб и насосных штаиг в см;
№=0,1 d3m— момент сопротивления штанг.
Если Оиз — получится больше допускаемого (400 кГ/см2), то сле-
дует применить утяжеленный низ.
Необходимый вес утяжеленного низа будет
Оуг=Сиз-<Лоп кГ, (1V.43)
где бдоп определяется из формулы для оиз:
Длина утяжеленного низа будет
Z м> (IV.45)
3 Чш
где </ш — вес 1 м насосных штаиг, принимаемых в качестве утяже-
ленного низа, в кГ.
Утяжеленный низ колонны насосных штанг следует применять-
также при небольших заклиниваниях плунжера насоса песком. Не-
обходимый вес утяжеленного низа в этих случаях определяется
опытным путем и не превышает 360 кГ.
53
После подбора утяжеленного низа надо, проверить егр на воз-
можность спуска в насосные трубы принятого диаметру. В связи
с этим иногда приходится увеличивать диаметр насосных| труб.
8. Расчет газового и газо-песочного якорей [3sj
Расчет газового и газо-песочного якорей состоит в определении
диаметра корпуса, числа корпусов, длины якоря, коэффициента се-
парации, числа отверстий в каждом корпусе, объема песочной сек-
ции и диаметра рабочей трубки песочного якоря.
Площадь сепарационного сечения якоря F„ в см2 (при диаметре
пузырьков газа 0,2 см и коэффициенте использования объема
якоря 0,6) определяется по формулам:
для тяжелых, вязких нефтей
F„ = 0,013Fn4sw; (IV. 46)
для легких нефтей
Гя = 0,0054FnjIs/i V'V; (IV.47)
для нефтей, обводненных более чем на 80%,
Ря = 0,00012^5/1. (IV.48)
Величины, входящие в эти формулы, имеют следующие значе-
ния и размерности: Fan— площадь сечения плунжера насоса в см2;
s — длина хода плунжера в см; п — число качаний в минуту; v —
кинематическая вязкость жидкости в см2!сек.
Задаваясь диаметром всасывающей трубы (обычно 48 мм), оп-
ределяют диаметр корпуса газового якоря:
Da = + 4 см, (IV.49)
где dK — наружный диаметр всасывающей трубы в см.
Найденную величину диаметра корпуса округляют до размера
стандартного диаметра.
Если такой якорь спустить в данную скважину нельзя, то необ-
ходимо применить многокорпусный якорь. Число корпусов будет
равно
«к=4-’ (iv.so)
Ля
где Fa— общая потребная площадь сепарации в см2; =0,785
[(£>'я)2 — d2]— площадь сепарации одного корпуса газового якоря,
диаметр которого соответствует габаритам скважины.
Рабочая длина однокорпусного якоря должна быть не менее
20£>я, а длина каждого корпуса многокорпусного якоря
= (IV.51)
пк
54
ициент сепарации газового якоря будет равен
1
g» — Gh
(IV.52)
где Ся — количество газа, приходящееся на газовый якорь, в м3/м3;
GH — количество газа, проходящего через насос, в м3/м3;
0,5 (Оо ар) Лпл со\
= - Р+1---------(IV-53>
(1V.54)
hv
где Go — общий газовый фактор в м.31м3; p=-~L--------избыточное
давление на приеме якоря в ат (h — глубина погружения насоса
под динамический уровень в м, у — удельный вес жидкости); GT —
газовый фактор для потока нефти в трубах в м3/м3; а — коэффи-
циент растворимости газа в м3/м3-ат; F — площадь сечения экс-
плуатационной колонны в см3.
Число отверстий в каждом корпусе газового якоря п2 можно оп-
ределить по формуле А. С. Вирновского:
(IV.55)
где th — число отверстий в верхнем корпусе; X — коэффициент гид-
равлического сопротивления (принимается Х=0,03); ц— коэффи-
циент расхода жидкости через отверстия (принимается ц=0,7);
L — расстояние между отверстиями во внутренних трубах верхнего
и нижнего корпусов в см (принимается Ь~1,21я, где 1Я—рабочая
длина корпуса якоря); dE — внутренний диаметр всасывающей
трубы в см; do —диаметр отверстий в якоре в см (обычно d0=l см);
Л2+П1 » и
п0—-----------среднее число отверстии, принимаемое равным 14.
Найдя разность числа отверстий п2— «1 и зная их сумму
(Пг + П1=28), можно определить значения п2 и nt.
Суммарная площадь сечения отверстий в наружной трубе якоря
должна быть по крайней мере в 4 раза больше сечения приемного
клапана насоса.
Объем песочной секции газо-песочного якоря ЯГП-1
VK = (1V.56)
где DK — диаметр корпуса якоря в м; 1К=5 м. — длина песочной
камеры.
1 Н.ж В. Зубков. Определение коэффициентов сепарации газовых якорей.
Нефть и газ, № 5, 1963.
55
Диаметр внутренней рабочей трубки песочного якоря фи отсут-
ствий насадки
^в== 120 000м см’ (IV.57)
где £>пл и s — в см.
При наличии насадки диаметр ее выходного отверстйя опреде-
ляется по этой же формуле. Внутренний диаметр рабочей трубки
в этом случае рассчитывается по формуле
dB=2;Htg^- + d0 см, (1V.58)
где /н — длина насадки, обычно принимается равной 8 см\ а=4°—
угол конуса; d0 — наименьший диаметр насадки в см.
9. Расчет подлива жидкости в затрубное пространство насосных
песочных скважин1
Для определения количества жидкости, необходимой для вы-
носа на поверхность различных фракций песка, рекомендуется поль-
зоваться графиком, составленным АзНИИ по добыче нефти
(рис. 24).
По оси абсцисс отложены диаметры песчинок б в см, а по оси
ординат — скорости взвешивания песка
иасосиые скважины.
1 — нефть вязкостью V—0,5 см2/сек; 2 — нефть вяз-
костью v—0,1 см2/сек; 3 — вода.
в восходящем потоке жид-
кости (скорости свобод-
ного падения песчинок
в неподвижной жидко-
сти) w в м!сек.
На графике имеются
три линии, соответствую-
щие разным жидкостям:
тяжелая нефть вязкостью
v = 0,5 см2] сек, легкая
нефть v = 0,1 см21сек и во-
да v = 0,01 смг[сек.
Для определения по
этому графику скорости
взвешивания песка надо
взять на оси абсцисс точку,
соответствующую расчет-
ному диаметру песчинок,
провести из нее вертикаль
вверх до пересечения
1 Временная инструкция по подливу жидкости в затрубное пространство на-
сосных песочных скважин. Азиефтенздат, 1954.
56
с соответствующей линией вязкости жидкости и далее из найденной
точки провести горизонталь до оси ординат, на которой и находится
искомая скорость w.
Необходимое количество жидкости будет равно
• 86 400
Q = ---!Ц_.------ м31сугки, (IV.59)
где £>в — внутренний диаметр насосных труб в м; da — наружный
диаметр насосных штаиг в л; v — скорость восходящего потока
жидкости, которая должна быть ие менее чем в 2 раза выше скоро-
сти свободного падения песчинок в неподвижной жидкости (п=2ш),
в м)сек.
10. Расчет уравновешивания станков-качалок
Уравновешивание новых станков-качалок рассчитывается по
формулам или по специальным номограммам [21], а проверяется
уравновешивание действующих установок при помощи ампер-
клещей.
Вес противовеса при балансирном уравновешивании можно оп-
ределить по формуле
Q6 = + Ли) v k кг, ([V.60)
где Рж — вес столба жидкости в трубах от динамического уровня
до устья скважины в кг; Рт — вес насосных штанг в жидкости в кг;
а — длина переднего плеча балансира (расстояние от головки ба-
лансира до оси качания) в м; с — расстояние от оси качания ба-
лансира до середины противовеса, находящегося на хвосте балан-
сира, в м; k — коэффициент, учитывающий уравновешивающее дей-
ствие движущихся частей станка-качалки (кривошипов, шатунов,
удлинения заднего плеча балансира). Для отдельных типов станков-
качалок k имеет следующие значения: СКН2-615 £=0,683;
СКНЗ-1515 £=0,7; СКН5-3015 £=0,627; СКН10-3315 £=0,59.
Вес противовеса при роторном (кривошипном) уравновешивании
можно определить по формуле
+ • i-k кг’ (IV.61)
где b — длина заднего плеча балансира (расстояние от оси качания
балансира до оси подвески шатунной траверсы) в м; г — радиус
кривошипа, соответствующий принятой длине хода, в см; R— рас-
стояние от центра кривошипного вала до центра тяжести кривошип-
ного противовеса в см.
Комбинированное уравновешивание применяется в станках-ка-
чалках для средних нагрузок, так как балансирное уравновешива-
ние в .этих условиях привело бы к возникновению больших сил
инерции от движущихся противовесов.
57
При комбинированном уравновешивании в условиях применения
насосов малых диаметров, особенно при малых числах качаний,
нужно максимально увеличивать груз на балансире.
Так как кривошипные противовесы выпускаются определенной
величины, то для уравновешивания станков-качалок с роторным и
комбинированным уравновешиванием определяют не вес противо-
веса, а положение кривошипных грузов по отношению к центру кри-
вошипного вала, т. е. длину плеча R.
При практических расчетах по уравновешиванию новых стан-
ков-качалок нормального рода пользуются приводимыми ниже фор-
мулами.
Число балансирных плит станка-качалки СКН2-615
+ Рш-165
" = ^Т>----------• (1V.62)
Длина плеча роторных противовесов 7? в см:
СКНЗ-915
Рж _L р ] г - _ 2 1 1040 9бПбГ 810 — 0,15г -28,9; (IV.63)
СКН5-1812
/? = | f Р'к [ л 'l г k 2 1 ш) 1930 УбПвг 1850 - 0,08г- 27,4; (IV.64)
СКН10-2115 р=(4г+р4 Г 4000 -31,5; (IV.65)
СКН10-3012 А>=(_^ + Рщ) 1 Г ' 3300 -65. (IV.66)
Для длинноходовых станков-качалок длина плеча роторных про-
тивовесов определяется по формулам [26]:
СКНЗ-1515
(4г++7>5s+18): <IV-67)
СКН5-3015
R = (4г + Л.) - 4^3- - + 3,33s + 30) ; (IV.68)
CKH10-3315
= (4г + Ли) -дту - <2’08s + 23>- (IV’69)
В этих формулах: $ — длина хода полированного штока в м;
— вес одной балансирной плиты в кг; пв— число балансирных
плит.
58
В тех случаях, когда при комбинированном уравновешивании
расстояние R от центра кривошипного вала до центра тяжести кри-
вошипных противовесов получается очень малое (а иногда и отри-
цательное), балансирные плиты могут быть сняты. Балансирные
плиты следует также снимать при работе насосов диаметром 93 мм.
Тогда при расчете комбинированного уравновешивания из правой
части формул выпадут члены, содержащие число балансирных
плит Пд.
Вес и число противовесов для станков-качалок приводятся
в табл. 2.
Таблица 2
Тип станка-качалки Вес одного противовеса на кривошипе q кг Вес одной плнты на балансире q^ кг Максимальное число противовесов иа кривошипах "к Максимальное число плит на балансире "в
СКН2-615 36,0 . 22
СКНЗ-915 280 36,5 4 16
210 36,0 4 15
СК.Н5-1812 580 33,0 4 18
СКН10-2115 ИЗО, 750, 600 — 4 —
Станок-качалку необходимо переуравновешивать при каждом
существенном изменении его режима работы: смена диаметра на-
соса, изменение глубины его подвески более чем на 10%, изменение
диаметра насосных штанг, длины хода и глубины динамического
уровня.
Проверка и переуравновешивание действующих установок про-
водятся при помощи амперклещей, которые имеют специальный
трансформатор тока с разъемным сердечником.
Коэффициент неуравновешенности станка-качалки
<IV-7O>
где 7В и /н — сила тока по амперметру при ходе полированного
штока вверх и вниз. Уравновешенным считается станок-качалка,,
у которого /Сну < 0,05. Для уравновешивания станка-качалки при
помощи амперклещей определяют по одной из следующих формул:
сумму т расстояний в сантиметрах, на которые должны быть пере-
двинуты кривошипные грузы:
(IV.71)
" 100 ' 7
или
т = Киу/Спр (Опл + ns), (IV. 72>
50
где Кр — коэффициент, зависящий от типа станка-качалки, длины
хода полированного штока и диаметра глубинного насоса, который
определяется по специальным таблицам [21]; КПр “ коэффициент,
зависящий от веса кривошипного груза (определяется по табл. 3);
L — глубина установки насоса в л; s — длина хода полированного
штока в м; л— число качаний в минуту; £)пл — диаметр плунжера
насоса в мм.
Таблица 3
Тип станка-качалки Вес кривошипных грузов, кг Наибольшее удаление центра тяжести грузов от центра кривошипного вала Лмакс- мм Коэффициент ^пр
при нормальных кривошипах при удлиненных кривошипах
СКНЗ-915 280 700 4,8
СКНЗ-1515 210 670 6,4
СКН5-1812 1 СКН5-3015 / 580 920 1120 2,4
СКН10-2115 ИЗО 980 1320 1,25
600 1280 1630 2,4
СКН10-3315 750 1530 1,85
СКН10-3012 1330 1340 1,05
920 1450 1,5
При положительном значении т грузы надо передвинуть дальше
от центра кривошипного вала на полученную по расчету величину,
а при отрицательном значении т грузы надо передвинуть ближе
к центру вала.
В зависимости от положения грузов на кривошипах и расстоя-
ния, на которое надо их передвинуть, допускается передвижка не
всех, а только части грузов. При этом разница между средним уда-
лением грузов от центра кривошипного вала на обоих кривошипах
не должна превышать 15—20 см.
11. Определение мощности электродвигателей для станков-
качалок [25]
Мощность электродвигателей для станков-качалок может быть
определена по различным формулам, из которых наибольшее при-
менение имеют формулы Д. В. Ефремова, Азинмаша и АзНИИ. Для
быстрых и приближенных расчетов можно пользоваться упрощен-
ной формулой (в зависимости от веса поднимаемого столба жидко-
сти и средней скорости движения плунжера), специальной диаграм-
мой и таблицами.
а. Расчет по формуле Д. В. Ефремова. Необходимая мощность
двигателя в кет определяется по формуле
АА = 0,0409те£)лЛ««7// /— -Ь A, (IV.73)
\ ’Ih’Ick /
<60
где Впл, s, п —значения прежние; Я —высота подъема жидкости
(расстояние от устья до динамического уровня) в л; у—относи-
тельный удельный вес жидкости; т]н=0,85 + 0,95—-к. п.д. насоса;
Пси=0,8+0,85 — к. п.д. станка-качалки; ч— коэффициент подачи
насосной установки; k — коэффициент, учитывающий степень урав-
новешенности станка-качалки (принимается равным 1,2 для уравно-
вешенной системы и 3,4 — для неуравновешенной системы).
б. Расчет по формулам Азинмаша. Мощность двигателя в кет
определяется по среднеквадратичному значению тангенциальных
сил:
N= 1,7^0^а£>плЯ8л1(Г74* (IV.74)
или
\,5K0KaQxH Ю-^ + М), (IV.75)
где No — потери холостого хода станка-качалки; QT — теоретическая
производительность насоса в т/сутки-, Dnn, Н, s и п имеют указан-
ные выше значения и размерность; Ко — относительный коэффици-
ент формы кривой крутящего момента на валу электродвигателя.
Для станков-качалок с комбинированным уравновешиванием
К о = р/ 1 + +
(IV.76)
__ ^7б^б
где Кб=----------------отношение веса балансирных грузов к об-
<7бПб + <7кПк
щему весу всех противогрузов (см. табл. 2); Кс и Кк — постоянные
коэффициенты, зависящие от длины плеч балансира и шатунов
станков-качалки. Значения этих коэффициентов, а также величина
потерь Р холостого хода, отнесенных к одному качанию, даются
в табл. 4.
Таблица 4
Тип станка-качалки «о п
СКН2-615 0,6 1,5 0,01
СКНЗ-915 (СКНЗ-1515) 0,26 1,3 0,02
СКН5-1812 (СКН5-3015) 0,13 1,0 0,07
СКН10-2115 (СКН10-3315) 0,12 —‘ 0,15
СКН10-3012 0,095 —‘ 0,16
роторным уравновешиванием Кб=0,
Для станков-качалок с
а поэтому
3,4s2 • 1Q5
£3
^ПЛ
(Кс-+
5,6п2\
104 }
(1V.77)
61
Для станков-качалок с балансирным уравновешиванием Кб = 1 и
, /\ 3,4s2 • 10s Г 5,6п2 , 12
Afl— 1/ И--------Туз "104 U+aJ ,
Г ^пл L J
(IV.78>
К. а— поправочный коэффициент, учитывающий влияние дефор-
мации штанг и труб на величину среднеквадратичной мощности и
зависящий от отношения длины хода плунжера к Ходу полирован-
ного штока (табл.5).
Таблица 5
упл S 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Ка 0,55 0,7 0,8 0,9 0,95 0,98 1,0
«пл = 5-Х=«-
FплТ^7, (/ш + /т)
Е • 104/ш/т
где L — глубина спуска насоса в м; Fan — площадь сечения плун-
жера в см2; fm — площадь сечения насосных штанг в см2; fT— пло-
щадь сечения тела насосных труб в см2.
в. Расчет по формуле АзИИ (Б. М. Плюща, В. О. Саркисяна).
Мощность двигателя в кет определяется по формуле
^=-^-^1 + ^), (IV.79)
ЧП
где Т|ц=0,96-4-0,98 — к. п. д. передачи; kt — коэффициент, зависящий
от типа станка-качалки (табл. 6).
Таблица 6
Тил станка-качалки CKH2-615 CKH3-9I5 CKH5-I812 СКН10-2115 СКН10-3012
Коэффициент *1 0,02 0,035 0,1 0,16 0,22
kz — коэффициент, значения которого определяются по формуле
й2 = 0,21 • 10“31/т)2 + 0,28/1 + 0,1-^Ц2 (IV.80)
у \ ^пл /
(г) — коэффициент подачи насосной установки);
Рж — вес столба жидкости в насосных трубах выше динамиче-
ского уровня в кг.
г. Расчет по упрощенной формуле. Приближенно мощность дви-
гателя в кет может быть определена по формуле
(1V.81)
62
гдео= —-—средняя линейная скорость движения плунжера
Ov
в м!сек\ т)м — механический к. п. д. установки, который прини-
мается равным 0,88 [4].
б. Расчет по таблицам Азинмаша. Таблицы для определения
мощности электродвигателя [4] составлены дифференцированно для
каждого типа станка-качалки. При составлении этих таблиц при-
нята уравновешенная работа станков-качалок при максимальных
параметрах (длина хода, число качаний).
Подбор двигателя по найденной мощности производится по таб-
лице (см. приложение 20), в которой дается техническая характе-
ристика короткозамкнутых асинхронных электродвигателей с повы-
шенным пусковым моментом в закрытом обдуваемом исполнении
(серии АОП).
При выборе электродвигателей надо иметь в виду, что для чисел
качаний балансира >8 в минуту рекомендуются электродвигатели
с синхронным числом оборотов 1500 в минуту, а для чисел качаний
< 8 в минуту рекомендуются двигатели с синхронным числом обо-
ротов 1000 в минуту.
12. Расчет клиноременных передач
Для станков-качалок применяется клиноременная передача с ха-
рактеристиками, приведенными в табл. 7.
Таблица 7
Тип станка-качалки Тип ремня Размеры сечения ремня, мм Максималь- ное число ремией Длина ремня, мм
ширина высота
СКН2-615 А 13 8 3 2240
СКНЗ-915 (СКНЗ-1515) А 13 8 7 3550
СКН5-1812 (СКН5-3015) В 22 13,5 7 4000
СКН10-2115 (СКН10-3315) В 22 13,5 8 4500
Число оборотов шкива редуктора
„ (1 —£)О2«2
(1V.82)
где £=0,01 — коэффициент скольжения ремня; Dz— диаметр шкива
электродвигателя в м; Di — диаметр шкива редуктора в м; nz—
число Оборотов вала электродвигателя в минуту.
63
Скорость движения ремней
м/сек.
(IV.83)
В клиноременных передачах скорость движения ремня не должна
превышать 25 м/сек.
Угол обхвата меньшего шкива
а = 180 - (^i-^)60 (1 V.84)
Угол обхвата допускается не менее 120°.
Расчетная мощность У4, передаваемая одним клиновидным рем-
нем, в зависимости от диаметра меньшего шкива и скорости ремня
определяется по табл. 8, составленной для угла обхвата
а=180° [14].
Таблица 8
Тип ремия Диаметр шкива электродвигателя, мм Мощность Л, в зависимости от скорости движения ремня
1 5 10 15 20 25
А 100 0,18 0,9 1,8 2,5 з.о 3,1
112 0,20 1.0 2,0 2,7 3,2 з,з
125 и более 0,21 1,05 2,1 2,9 3,4 3,5
В 200 0,55 2,7 5,2 7,1 8,4 8,7
225 0,61 з.о 5,8 8,0 9,5 9,9
250 0,67 з,з 6,4 8,8 10,5 10,9
280 и более 0,73 3,6 6,9 9,5 и,з И,7
Г 315 1,1 5,5 10,6 14,6 17,4 18,1
355 1,3 6,4 12,3 16,9 20,1 20,8
400 1,5 7,2 13,7 19,0 21,5 23,4
450 и более 1,6 7,8 15,0 20,7 24,7 25,5
Примечание. Таблица составлена для угла обхвата а-180“.
Поправочный коэффициент для угла обхвата а
/= 1 —0,003 (180 — а). (IV.85)
Минимально необходимое число ремней
(IV.86)
где У—мощность электродвигателя в кет, F — коэффициент, учи-
тывающий режим и длительность работы станка-качалки [14].
Число перегибов ремней в секунду
т^-г, (IV.87)
где L — стандартная длина клиновидных ремней в м.
64
Число перегибов ремня не должно превышать 40 в секунду [14?].
Необходимое число ремией (струн) в клиноременной передаче
станков^качалОк в зависимости от передаваемой мощности может
быть найдено по таблицам [4].
13. Определение допускаемой глубины спуска насосных труб
при глубиннонасосной эксплуатации
При одноступенчатой колонне насосных штанг предельная глу-
бина спуска насосно-компрессорных труб L в м будет равна
где Q — страгивающая нагрузка для неравнопрочных труб или
нагрузка, соответствующая пределу текучести, для равнопрочных
труб в кГ; К — коэффициент запаса прочности материала труб
(обычно равный 1,5); q?— вес 1 м труб с муфтами в кг; qm— вес
1 м насосных штанг в кг; qm — вес 1 м столба жидкости между тру-
бами и штангами в кг.
Примечание. При расчете берется самый тяжелый случай, когда на
трубы действуют собственный вес, вес насосных штанг и вес столба жидкости
в кольцевом пространстве между трубами и штангами. Практически это отно-
сится к случаю, когда трубный насос поднимают при заклиненном плунжере
или поднимают вставной насос при отсутствии возможности срыва его с поса-
дочного конуса.
При двухступенчатой колонне насосных штанг эта формула
имеет вид:
к + тбо" + ~таг (у™ + 9»)
(IV.89)
где а и b — длины соответствующих ступеней насосных штанг в %
от общей длины колонны штанг; q'm и q"— вес 1 м насосных штанг
каждой ступени в кг; q' и q" — вес 1 м столба жидкости, находя-
щейся между трубами и штангами каждой ступени, в кг.
Предельные глубины спуска одноразмерных и двухразмерных
колонн труб при глубиннонасосной эксплуатации можно опреде-
лить по таблицам приложений 9—И.
V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ
НАСОСАМИ
А. Центробежные электронасосы [7]
1. Выбор диаметра насосных труб
Диаметр насосных труб определяется их пропускной способно-
стью, прочностью н возможностью размещения труб в скважине
(с учетом соединительных муфт и кабеля).
5 Заквз № 126
65
Пропускная способность труб зависит от их к. п. д. Т|тр, который
колеблется в пределах от 0,92 до 0,99. К. п. д. труб не следует брать
ниже 0,94.
Так как очень часто центробежные электронасосы применяют для
форсированной эксплуатации сильно обводненных скважин с вяз-
костью нефти, близкой к вязкости воды, то в целях облегчения рас-
чета диаметра труб для этих условий построены Кривые потерь
напора на длине 100 м (рис. 25). На этом графике для разных диа-
метров труб длиной 100 м нанесены кривые, которые выражают за-
висимость между дебитом скважины Q в м?! сутки и потерей напора
Йтр В М СТ. Жидк. ИЛИ К. П. Д. Труб Т]тр.
Дебит скбакины б, м3! сутки
Рис. 25. Кривые потерь напора в насосных трубах
на длине 100 м.
Для определения диаметра труб нужно из точки дебита (рис. 25)
провести вертикаль вверх, пересекая кривые потерь напора в тру-
бах разного диаметра. Затем, исходя из величины предварительно
принятого к. п. д. (0,94), находят в пересечении указанной вертикали
с линией 0,94 необходимый диаметр труб. При пересечении кривых
нескольких диаметров труб предпочтение надо отдать тому диа-
метру, который дает более высокий к. п. д., учитывая при этом так-
же прочность труб и возможность размещения их в скважине.
2. Определение необходимого напора центробежного
электронасоса
Напор центробежного насоса в метрах столба жидкости опреде-
ляется из уравнения условной характеристики скважины:
ЯИ=ЛСТ+Дй+Лтр+Лг-Нт, (V.1)
где Лет — статический уровень; Дй — депрессия; йтр — напор, те-
ряемый на трение и местные сопротивления при движении жидко-
сти в трубах от насоса до трапа; йг — разность геодезических отме-
66
ток устья скважины и трапа; йт — давление в трапе, выраженное
высотой столба жидкости.
Депрессия
1
(_ОХп
ДА = ю\к /
или при п— 1
(здесь Q — дебит скважины в т/сутки-, К —коэффициент продуктив-
ности скважины в т/сутки- ат-, п — показатель степени в уравнении
Рис. 26. Значения коэффициента гидравлического сопротивлении в зависи-
мости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб.
Потери напора на трение и местные сопротивления опреде-
ляются по формуле
Лтр = 1,08- 104A(£+5Z192 , (V.2)
।
где Л — коэффициент гидравлического сопротивления; L=/iCT +
-j-Ah-J-h— глубина спуска насоса в м (h — глубина погружения
насоса под динамический уровень); I—расстояние от устья сква-
жины до трапа в м-, d — внутренний диаметр насосных труб в см.
Практически при расчетах значениями йг и йт можно пренебречь
ввиду их малой величины.
5*
67
Коэффициент Л при движении в трубах однофазной жидкости
определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re и относитель-
ной гладкости труб Rs.
Число Рейнольдса
Re = 0,147
ач ’
где Q — дебит скважины в м31суткщ d— внутренний диаметр на-
сосных труб в м; v — вязкость жидкости в см2/сек.
Относительная гладкость труб
/Г —
А,— 2д ,
где d — внутренний диаметр труб в мм\ Л — шероховатость стенок
труб (для насосных труб, не загрязненных отложениями парафина
или солей, значение Д принимают равным 0,1) в мм.
Величина Л по найденным значениям Re и /G определяется по
графику (рис. 26).
3. Подбор насоса
Подбор насоса производится в соответствии с характеристикой
скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром экс-
плуатационной колонны на основании характеристики погруж-
ных центробежных электронасосов, приведенной в таблице (см.
приложение 21) и рабочих характеристик насосов [23]. При этом
надо стремиться к тому, чтобы производительность насоса QH и его
напора Яи были равны дебиту скважины Qc и необходимому для
его получения напору Нс. Но такое соответствие достижимо в очень
редких случаях ввиду большого разнообразия характеристик сква-
жин и ограниченности типоразмеров погружных центробежных
насосов. Поэтому характеристику насоса приближают к условной
характеристике скважины путем: 1) уменьшения подачи насоса при
помощи штуцера, установленного на выкидной линии, или 2) умень-
шения подачи насоса путем снижения числа его ступеней. При этом
меняется рабочая характеристика насоса.
При первом способе производительность и напор иасоса изме-
няются по кривой рабочей характеристики Qn=f (Н3) с одновремен-
ным уменьшением к. п. д. насоса. Выгоднее применять второй способ,
при котором к. п. д. практически не изменяется.
Число ступеней, которые надо снять с насоса для получения
необходимого напора, будет равно
Дг = (1 - zt (V.3)
где Нс — напор, необходимый для получения заданного дебита, ко-
торый обычно равен сумме динамического уровня жидкости в сква-
жине и потери напора в насосных трубах, в м-, Н3— напор насоса,
68
соответствующий дебиту скважины, по его рабочей характеристике;
z — полное число ступеней насоса.
Вместо снятой части ступеней насоса устанавливают проставки.
4. Выбор кабеля и определение потери мощности в нем
Кабель выбирают по нагрузке (силе тока), пользуясь таблицей
(см. приложение 24), в которой дается характеристика применяе-
мых при центробежных электронасосах круглых и плоских кабелей.
По длине насоса и протектора (6-ь 12 м) применяют трехжиль-
ный плоский кабель КРБП сечением на один размер меньше, чем
сечение круглого кабеля, из-за относительно небольшой его длины.
От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нем
и к. п. д. установки. Эти потери мощности в кабеле длиной 100 м
определяются по формуле
дрк = 3/2/? • 10~3 кет, (V.4)
где / — рабочий ток в статоре электродвигателя в a; R — сопроти-
вление в кабеле в ом.
Сопротивление в кабеле длиной 100 м может быть определено
по формуле
/?=P/_L.100, (V.5)
где pt — удельное сопротивление кабеля при температуре в сква-
жине в ом]мм2 • м; q — сечение жилы кабеля в мм2.
Удельное сопротивление равно
Р, = Р [1 + а(/к-/20)], (V.6)
где р = 0,0175 ом/мм2-м — удельное сопротивление кабеля при тем-
пературе /=20° С; а=0,004 — температурный коэффициент для
медных жил; tK — температура в скважине в °C.
5. Выбор электродвигателя
Полезная мощность двигателя, необходимая для работы насоса,
определяется по формуле
.. QCHC юз ......
^ПОЛ 86400 • 102 • 7]И КвТ’
где Qc — дебит скважины в т/суткщ Нс — необходимый напор в м;
т)н — к. п. д. насоса (находится по рабочей характеристике).
Потребная мощность двигателя будет
^пот = М.ол + Д/\-ПГ, (V.8)
где ДРк — потерн мощности в кабеле длиной 100 м в кет; L — об'
щая длина кабеля от станции управления до двигателя в м.
69
6. Выбор автотрансформатора
Автотрансформатор предназначен для повышения напряжения
тока с целью компенсации падения напряжения в кабеле от стан-
ции управления до электродвигателя.
Для выбора автотрансформатора и определения величины на-
пряжения во вторичной его обмотке необходимо найти падение на-
пряжения в кабеле по формуле
ДР = ]/3 (г0 cos <р х0 sin <р) /СЛ в, (V.9)
где го — активное удельное сопротивление кабеля в ом/км\ Хо—ин-
дуктивное удельное сопротивление кабеля в ом/км (для кабелей
КРБКЗх25 и КРБКЗхЗб приближенно хо=0,1 ом/км)-, cos<p — ко-
эффициент мощности установки; sin ф — коэффициент реактивной
мощности; /с — рабочий ток статора в a; L — длина кабеля в км.
Активное удельное сопротивление кабеля
Р = рЛ • Ю3, (V.10)
ч
где pt — удельное сопротивление кабеля при температуре в сква-
жине в ом/ммъ • м; q — сечение жилы кабеля в мм2.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора будет
равно сумме напряжения электродвигателя и величины потерь на-
пряжения в кабеле. В случае неполной загрузки напряжение элек-
тродвигателя следует определять по кривым зависимости тока ста-
тора от напряжения и полезной мощности.
По величине напряжения на вторичной обмотке выбирают ав-
тотрансформатор и определяют положение клемм (перемычек)
с учетом подводимого к первичной обмотке напряжения в сети.
В том случае, когда напряжение сети отличается от номиналь-
ного, действительное напряжение на зажимах вторичной обмотки
автотрансформатора U'2 определяется из зависимости
(V.11)
где С/сети — действительное напряжение сети в в; {7н=380 в — но-
минальное напряжение сети; 1/2 — напряжение во вторичной об-
мотке автотрансформатора в в.
Характеристика автотрансформаторов типа АТС, применяемых
для погружных электродвигателей, дана в приложении 23.
7. Подбор оборудования по номограммам
Основное оборудование для скважин, работающих с центробеж-
ными погружными электронасосами ЭН700-300, ЭН250-800,
ЭН160-800, ЭН95-800, ЭН70-1500 и ЭН40-1000, может быть выбрано
при помощи специальных номограмм [7]. Эти номограммы (рис. 27)
составлены без учета влияния газа.
Номограммы построены следующим образом.
70
ж
X
(N
(П
Ж
« ж
*5 я
>3 ж
В квадранте I приведены характеристики Q — Н в зависимости
от числа ступеней насоса z, его к. п. д. и полезной мощности Риал,
потребляемой насосом При различном числе ступеней. В правой ча-
сти квадранта I даиа поправочная шкала для учета удельного веса
добываемой жидкости при определении полезной мощности.
В квадранте II построены характеристики рабочего тока элек-
тродвигателя 1С в зависимости от полезной мощности и напряжения.
В этом же квадранте слева построены прямые линии, выражающие
зависимость падения напряжения в кабеле от его длины при раз-
ных значениях рабочего тока.
В квадранте III построены кривые потерь напора в трубах в за-
висимости от их длины и к. п. д. труб.
В квадранте IV нанесены кривые линии, выражающие зависи-
мость к.п.д. труб разного диаметра, длиной 100 м от производи-
тельности насоса.
Для выбора центробежного электронасоса надо знать потреб-
ный для заданных условий общий напор, который состоит из полез-
ного напора и потерь напора на преодоление гидравлических сопро-
тивлений в насосных трубах, зависящих от диаметра и длины труб.
При выборе диаметра насосных труб надо стремиться к тому,
чтобы потери напора в трубах были по возможности минимальные.
Это условие должно сочетаться с требованием свободного размеще-
ния труб с кабелем в эксплуатационной колонне и с требованием
прочности труб. К. п. д. труб обычно принимают равным 0,95.
Для того чтобы найти нужный диаметр насосных труб в зави-
симости от дебита скважины, необходимо из точки 1, соответствую-
щей дебиту, на оси абсцисс квадранта / провести вертикаль вниз,
а из точки 0,950 на оси ординат квадранта IV (к. п. д. труб) про-
вести горизонталь вправо. Точка пересечения и определит диаметр
насосных труб.
Длина насосных труб определяется глубиной подвески центро-
бежного насоса. Последняя зависит от положения динамического
уровня Ля и необходимой глубины погружения насоса ниже уровняй
(при низком газовом факторе достаточно погружение насоса ниже
уровня на 40 м).
Величину потерь напора на преодоление гидравлических сопро-
тивлений в трубах можно найти из квадранта III номограммы. Для
этого надо найти на горизонтальной оси точку 4, соответствующую
длине труб, а на вертикальной оси справа взять точку 3, соответст-
вующую принятому к. п. д. Пересечение проекций этих точек опреде-
лит величину потерь напора в трубах йтр (точка 5).
Необходимый полный иапор для работы скважины будет равен
//с = йд4-йтр м. (V.12)
По дебиту скважины Qc и напору Нс подбирают центробежный
электронасос. Для этого из точки 1 дебита на оси абсцисс
квадранта I проводят вертикаль вверх, а из точки 6 напора на оси
ординат этого же квадранта проводят горизонталь вправо. Точка
72
пересечения 7 определит необходимое число ступеней насоса. Если
окажется, что ближайший по характеристике насос имеет большее
число ступеней, то излишние ступени насоса снимают, как было ука-
зано выше.
Электродвигатель выбирают по мощности, потребляемой насо-
сом, и с учетом диаметра эксплуатационной колонны.
Полезная мощность двигателя зависит от производительности
насоса, необходимого напора (или числа ступеней насоса) и удель-
ного веса добываемой жидкости.
Для определения полезной мощности двигателя надо из точки 7
числа ступеней иасоса z в квадранте I провести вертикаль вверх
до пересечения в точке 8 с кривой Pmn — f(Q— z), соответствующей
найденному числу ступеней, и далее из этой точки провести гори-
зонталь вправо до пересечения в точке 9 со шкалой полезной мощ-
ности Рпол- Найденная мощность будет соответствовать удельному
весу жидкости у» = 1,0. Для большей точности следует ввести по-
правку иа удельный вес жидкости.
Для этого надо из точки 10 шкалы удельных весов, соответст-
вующей данному удельному весу, опустить вертикаль, затем из най-
денной точки на оси ординат Раол провести наклонную линию, па-
раллельную линиям удельных весов жидкости, до пересечения
в точке 11 с вертикалью из точки 10 и из точки 11 провести гори-
зонталь влево до шкалы РПол, где и найдем необходимую мощность
насоса. Если ближайший стандартный двигатель имеет большую
мощность, следует снизить напряжение питающего двигатель тока,
что обеспечит более экономичное использование недогруженного
двигателя.
Нагрузка электродвигателя (по величине тока статора) и опти-
мальное напряжение определяют по кривым квадранта II номо-
граммы. Для этого из точки 11 потребной мощности двигателя
в квадранте 1 надо провести горизонталь влево до пересечения
с кривой тока статора в точке 12. Интерполяцией находят рабочий
ток двигателя при данной нагрузке. Пересечение вертикали, прове-
денной из найденной точки вверх, со шкалой оптимального напря-
жения (точка 13) определит для принятой мощности эклектродви-
гателя величину оптимального напряжения, рекомендуемого при
данной нагрузке.
Потерю напряжения в кабеле находят при помощи прямых
квадранта II, выражающих величину рабочего тока статора. Для
этого надо иа ординате квадранта // взять точку 14, соответствую-
щую длине кабеля L, и провести влево горизонталь до пересечения
с линией рабочего тока в точке 15. Падение напряжения опреде-
лится пересечением вертикали, проведенной через найденную
точку 15, с верхней абсциссой (для кабеля КРБКЗ X 35) или с ниж-
ней абсциссой (для кабеля КРБКЗ X 25).
В соответствии с выбранным электродвигателем, найденным оп-
тимальным напряжением и потерями напряжения в кабеле,
по таблице (см. приложение 23) подбирают автотрансформатор и
73
определяют положение клемм для получения необходимого напря-
жения во вторичной обмотке.
8. Определение удельного расхода электроэнергии '
Удельный расход электроэнергии на 1 г добытой жидкости оп-
ределяется по формуле [25].
-------------- Э— кет • ijm, (V.13)
’Ьбщ
где Н — высота подачи жидкости в м; т]Общ — общий к. п. д.
новки, равный Т]тр • Т)н • Лд • Лк • Лавт; Лтр
7—7-= 0,92 4-0,99
I + h
уста-
(I-
длина труб в м; h — потеря напора на трение в м) —к. п.д. труб;
т)н=0,54-0,55 — к.п.д. насоса; ^=0,734-0,76—к.п.д. двигателя
при полной загрузке; tjk=0,74-0,95— к. п. д. кабеля; т]авт=0,96—
к.п.д. автотрансформатора.
Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии
определяют расход энергии, который затрачивается на подъем 1 т
жидкости на высоту 1 м, по формуле
2,73 ,
Э — —1— вт • чтм.
^об '
(V.14)
Вследствие низкого значения общего к.п.д. установки удель-
ный расход электроэнергии при работе центробежных электрона-
сосов обычно выше, чем при штанговых насосах.
Б. Гидропоршневые насосы [6]
1. Определение расхода рабочей жидкости
При подборе гидропоршневого насоса нужно стремиться к мак-
симальному сокращению удельного расхода рабочей жидкости
(расхода на тонну добываемой нефти).
Расход рабочей жидкости будет равен
Qpa6 = 1440(2F2 — f)snrip м31сутки, (V.15)
где Fz— площадь поперечного сечения плунжера погружного дви-
гателя в л«2; f— площадь поперечного сечения штока в л<2; s — длина
хода плунжера погружного двигателя в ж; п — число двойных хо-
дов плунжера в минуту; т]р — коэффициент расхода рабочей жид-
кости (отношение фактического расхода к теоретическому).
2. Определение давления рабочей жидкости
Для определения давления (напора) рабочей жидкости у си-
лового (поверхностного) насоса пользуются уравнением равновесия
статических сил, действующих на плунжеры погружного агрегата
(двигателя и насоса) при ходе их вверх и вниз (рис. 28).
74
При ходе вверх
^2РИ + (^i - Л Рп + АР = (/"г -7) А + ^iPn; (V. 16>
при ходе вниз
FzPp + (Л - />А = (Л - Л А + F\P* + Ар, (V.17)
где Pi, Fz и f — площади сечения соответственно плунжера насоса,
плунжера двигателя и штока в л<2; рн — давление столба нагнетае-
мой жидкости с учетом потерь напора в подъемной колонне; рп —
давление подпора, определяемое погружением насоса под динамиче-
ский уровень жидкости в скважине, в кГ1см2, pTV — потери напора
в погружном агрегате (трение в плунжере и штоке) в кГ/см2',
р' и р"— давление рабочей жидкости у по-
гружного агрегата при ходе вверх и вниз
в к.Г/см2.
Из этих уравнений находят р' и р".
Среднее давление рабочей жидкости
у погружного агрегата
„ А + А кГ1см2.
А 2
Потери напора при движении смешан-
ной жидкости от погружного агрегата до
приемного резервуара определяются по
формуле Дарси-Вейсбаха:
Ам = 7-- Я м ст. Жидк., (V.18)
ап — а ц
где Z— коэффициент гидравлического со-
противления; da — внутренний диаметр
подъемных труб в м; с1ц— наружный диа-
метр напорных (центральных) труб в м.
Для определения X надо знать число Рей-
нольдса Re, которое зависит от скорости и:
Q + Qpa6
86400.0,785 (rf2 — 4)
а В
Рис. 28. Схема действия
сил на плунжеры по-
гружного гндропоршне-
вого насоса.
а — при ходе плунжера
вверх; б — при ходе вниз.
(V.19)
— скорость движения добываемой рабочей жидкости в кольцевом
пространстве в м!сек.
Число Рейнольдса
= , (V.20)
где v — вязкость добываемой жидкости в см2/сек.
75
Давление рабочей жидкости у силового насоса будет
Л.н = Рр+Рп₽"/’г КГ1СМ2, (V.21)
где рПр — потери напора в колонне, подводящей рабочую жидкость
к погружному агрегату, в кГ/см2 (определяются по формуле Дарси-
Ну
Вейсбаха); рг~—— гидростатический напор столба рабочей
жидкости в трубах в кГ{см2.
3. Определение подачи погружного насоса
Подача (производительность) погружного насоса будет равна
Q = 1440FiS/iT]n Алеутки, (V.22)
где Ft — площадь поперечного сечения плунжера погружного на-
соса в м2; s — длина хода плунжера в м; п — число двойных ходов
в минуту; т]п —коэффициент подачи насоса, который при неболь-
шом газовом факторе можно принять равным 0,9.
При высоком газовом факторе для повышения коэффициента
подачи необходимо либо увеличивать глубину погружения насоса
под динамический уровень, либо устанавливать ниже насоса газо-
вый якорь.
4. Определение мощности и к. п. д. установки
Полезная мощность погружного агрегата
N _ юзул.ъ, квт
---------J02 Квт’
(V.23)
где Q —подача насоса в м?1сек\ HM=H — h + Лг. 0 — манометриче-
ский напор в м ст. жидк. (Н — глубина спуска насоса, h — глубина
Погружения насоса под динамический уровень, йг. с — гидравличе-
ские сопротивления в трубопроводе от погружного агрегата до при-
емного резервуара на поверхности).
Полная мощность всей установки
= квт' (V>24)
где <2Раб — расход рабочей жидкости в мэ!сек\ рр — среднее давле-
ние рабочей жидкости на выходе из силового насоса в кГ/м2;
Л а. с — к. п.д. силового агрегата (электродвигателя, передачи, сило-
вого насоса).
Общий к. п. д. установки
= (V.25)
76
VI. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН ПРИТОК
1. Определение уровней жидкости в глубиннонасосных скважинах
Динамические уровни жидкости в насосных Скважинах опреде-
ляются эхометрическим методом по способу Сныткина или Линд-
тропа.
Динамический уровень замеряют эхолотом Сныткина при по-
мощи репера. Получаемая при этом эхограмма приведена на
рис. 29.
Зная (по замеру при спуске насоса) глубину установки репера
/гр в м, находят расстояние от устья до динамического уровня:
Ад = Ар-^ м. (VI.1)
ip
Устье Репер Уровень
Рис. 29. Эхограмма замера динамического
уровня в насосной скважине при помощи
репера.
/р — двойное расстояние иа диаграмме от устья
скважины до репера в мм; — то же от устья
до динамического уровня в мм.
При отсутствии в скважине репера динамический уровень жид-
кости может быть определен одним из следующих способов.
а. После подъема насоСных штанг с плунжером или вставным
насосом замеряют глубинной лебедкой уровень жидкости в насос-
ных трубах Аур и одновременно эхолотом Сныткина определяют
время движения звуковой волны до найденного уровня /ур. По этим
Луп , , .
данным находят среднюю скорость оСр= • в м!сек (^т>=
t ‘ур
= -д , где 100 мм!сек — скорость движения ленты у эхолота
Сныткина, а 2 — двойной путь, пройденный звуковой волной).
Динамический уровень замеряют после пуска насоса в работу
и установления постоянного режима работы скважины:
Ад = ,пср^ур м (VI.2)
(значения входящих в эту формулу символов приведены выше).
б. .При небольшом кольцевом зазоре между эксплуатационной
и насосной колоннами труб глубину динамического уровня можно
77
определить по отражениям звуковой волны от верхних муфт насос-
ных труб (рис. 30): /
кл=Ьы-^м, (VI.3)
где LM — общая длина верхних труб, муфты которых дали отраже-
ния, в м.
Этот способ дает приближенные результаты, так как средняя
скорость движения звуковой волны определяется на небольшом
пути и при температуре газа, близкой к поверхностной.
в. В скважинах с примерно одинаковым и низким газовым фак-
тором динамический уровень можно определять по опытным коэф-
фициентам, выведенным ранее для скважии, оборудованных репе-
рами.
уровень
Устье
Рис. 30. Эхограмма замера динамического уровня
в насосной скважине при помощи отражений
от муфт насосных труб.
Этот коэффициент равен
Лр
Коп = -г MfMM.
‘р
Расстояние до динамического уровня будет равно
Ад КоГ/ур
(VI.4)
(Vl.b)
Динамические уровни в скважинах с низкими уровнями (свыше
1200 м) и значительным избыточным давлением газа в затрубном
пространстве замеряют по способу Линдтропа [11]. Для этого при
помощи U-образнОго водяного или ртутного манометра и секундо-
мера замеряют время прохождения от устья до уровня и обратно
6—10 упругих волн. Данные наблюдений заносят в таблицу (про-
должительность одного наблюдения, число отраженных волн). По
этим данным определяют среднее время движения одной отражен-
ной волны fcp в сек и среднее арифметическое отклонение для каж-
дого отсчета в % (при отклонении от среднего значения более чем
иа 5% замер не учитывается).
Для более точных подсчетов определяют среднее квадратичное
отклонение, для чего полученные средние арифметические отклоне-
ния возводят в квадрат и с точностью до десятых долей заносят
в таблицу данных наблюдений. Затем квадратичные отклонения
отдельных замеров суммируют. Найденную сумму делят на число
78
замеров и из частного извлекают квадратней корень. Среднее ква-
дратичное отклонение всех замеров не должно превышать 1,5%.
Для определения скорости движения звука\в газовой и воздуш-
ной среде замеряют трубкой Кундта длину полуволны в газе К? и
в воздухе %в. Для этого расстояние между пробка'ми делят на число
Лг
полуволн. Находят отношение ——. Скорость звука в газовой среде
А»
будет
vr = 332 -£ 1/ т)затр м/сек, (VI.6)
где 332—скорость звука в воздухе в м/сек-, tcp — средняя темпера-
тура газа в скважине (от динамического уровня до устья) в °C;
7=273° К— температура абсолютного нуля; т]затр—коэффициент,
учитывающий сопротивление движению звука в затрубном прост-
ранстве, который зависит от соотношения между диаметрами экс-
плуатационной колонны и насосных труб.
Значения этого коэффициента приведены в табл. 9.
Таблица 9
Диаметр труб, мм
Коэффициент т]затр
219
168 и 141
Кольцо 219—60 и 219—89
„ 168—60
„ 168—89 и 141—60
, 141-73
0,95
0,98
0,95
0,94
0,93
0,92
Расстояние от устья до динамического уровня будет
Ад='о/(.р • 0,5 м, (VI.7)
где 0,5—половина расстояния, пройденного волной до уровня. .
2. Подсчет давлений, замеренных глубинными манометрами
Для подсчета давлений, замеренных регистрирующими глубин-
ными манометрами, пользуются следующей формулой [15]:
/’=А + (Ад-Лт)^ «Г/см2. (VI.8)
Температурная поправка
8/> = ^(/с —/к) кГ/см2, (VI.9)
где q — коэффициент температурной поправки, соответствующий за-
меренной по диаграмме ординате. Значения q находят по формуле
q = <7т (Ад - Ат) кГ/см2 • °C. (VI. 10)
79
Входящие в эти формулы величины имеют следующие значения:
рт — давление в кГ1смР, соответствующее табличной величине орди-
наты Lt в мм-, Лд—/Замеренная на диаграмме ордината (с точно-
стью до 0,03 мм) ъ'мм; Ар — разность табличных значений давле-
ния, соответствующая ближайшим большему и меньшему таблич-
ным значениям брдинат, в кГ!см2\ ДА —разность указанных выше
табличных значений ординат в мм\ </т • 103 — значение температур-
ного коэффициента, соответствующее меньшему табличному значе-
нию Lt, Aq — разность табличных значений коэффициентов темпе-
ратурной поправки q, соответствующих ближайшим большему и
меньшему табличным значениям ординат; tc — замеренная темпе-
ратура в скважине в °C; tK — комнатная температура, при которой
поверялся прибор в °C.
Значения рт, Lt, - , qt' Ю3 и Ю3 определяются по рас-
четным таблицам, которые составлены для каждого типа манометра
(табл. 10 и 11).
Таблица 10
Расчетная таблица глубинного манометра МГГ рМакс = 300 кГ/см?-, /К = 23°С
Pt Ч АД <7Т-10» Ад . ^•1оа
30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 4,89 10,00 15,27 20,59 25,88 31,24 36,68 42,16 47,62 53,17 5,88 5,69 5,64 5,68 5,59 5,51 5,47 5,92 5,05 8,7 18,12 27,36 37,56 46,65 56,52 65,31 75,12 82,97 93,90 1,84 1,75 1,92 1,72 1,84 1,79 1,79 1,93 1,67
Т а б л я ц а И
Расчетная таблица глубинного манометра МГП рМакс = 250 кГ/см2-, /Н = 17°С
Pt Lt Д£ чт-10’ 4г-ю’ АД
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 4,28 15,14 26,99 36,89 47,81 58,91 69,92 80,97 92,07 103,19 2,31 2,И 2,52 2,29 2,27 2,27 2,26 2,29 2,25 39,0 44,8 52,6 56,4 62,1 68,0 73,6 79,2 85,4 91,1 0,53 0,66 0,38 0,52 0,53 0,50 0,50 0,56 0,51
80
Температура в скважине для внесения температурной поправки
замеряется одновременно с давлением, для Дето применяется ртут-
ный максимальный термометр или манометрический регистрирую-
щий термометр. Во втором случае замеренная температура будет
равна
Т^Тн.л-[-Ма, (Vl.ll)
где Гн. л — температура воздуха у скважины, при которой прово-
дилась нулевая линия; М — масштаб записи в сС/мм (по паспорту
прибора); L' —значение ординаты, записанной термометром на
диаграмме, в мм. '
Глубинные температуры замеряют также при температурных
исследованиях скважин с целью выделения работающих и погло-
щающих горизонтов, определения интервалов притоков газа, нефти
и воды, интервалов поглощений и перетоков, а также для оценки
продуктивности каждого интервала. Для этого на необходимых
глубинах снимают термограммы и сопоставляют их с термограммой
пластовых температур (геотермой), характеризующей геотермиче-
ский градиент.
3. Определение коэффициента гидродинамического совершенства
скважин
Коэффициент совершенства скважин можно рассчитать методом
В. И. Щурова или найти путем определения приведенного радиуса
скважины при исследовании ее методом восстановления забойного
давления.
Метод В. И. Щурова состоит в том, что в формулу Дюпюи вво-
дится безразмерная величина С, увеличивающая дополнительные
фильтрационные сопротивления, которые возникают вследствие
несовершенства вскрытия пласта.
Дебит скважины
Q = —. --V- • см3 [сек, (VI. 12)
где & —проницаемость пласта в д (дарси); h — эффективная мощ-
ность в см; Др — депрессия р ат; ц —вязкость жидкости в пласто-
вых условиях в спз; Лк —радиус контура питания в м; гс — радиус
скважины по долоту в м.
Величина С = С1 + Сг, где Ci учитывает несовершенство сква-
жин по характеру вскрытия пласта, которое зависит от диаметра,
длины, и числа перфорационных отверстий на 1 м фильтра; Сг —
учитывает несовершенство скважин по степени вскрытия, которое
зависит от относительной величины вскрытой мощности пласта.
6 Заказ № 126
61
Для определения Ci необходимо иметь следующие данные:
1) число отверстий на 1 м фильтра
где N — общее число отверстий; z — общая вскрытая мощность
пласта в л;
2) произведение числа отверстий п на диаметр скважины по до-
лоту nD в л;
3) отношение диаметра пуль (отверстий) di в см к диаметру
/ d' \
скважины а = ) в см-
4) отношение средней эффективной длины пулевых каналов
/ I' \
в породе пласта I' в см к диаметру скважины D в см /=-^— ):
Приводим графики (рис. 31, я, б, в, г, д) для определения коэф-
фициента Ci, составленные для различных значений I (от 0 до 1).
На этих графиках на оси абсцисс отложены значения параметра
nD, а на оси ординат — значения Ci. График состоит из семейства
кривых, построенных для разных значений а.
По значению параметра I выбирают соответствующий график,
а по параметру а выбирают на этом графике соответствующую
кривую.
Для определения Ci надо из точки значения nD на оси абсцисс
провести вертикаль вверх до пересечения с кривой я; из найденной
точки провести горизонталь влево и на оси ординат найти значе-
ние Ct.
Для определения Сг необходимо иметь данные:
1) отношение вскрытой мощности пласта г к полной его мощно-
, о/ /я z*100 \
сти я в % б =-----;
2) отношение мощности пласта к диаметру скважины^ а—-р) .
Для определения Сг надо (рис. 32) из точки на оси абсцисс, со-
ответствующей найденному значению 6, провести вертикаль вверх
» ( h \
до пересечения с кривой значения я( —J, а из полученной точки
провести горизонталь влево и на оси ординат определить значе-
ние С2-
Для определения приведенного радиуса скважины пользуются
графиком, представленным на рис. 33. Для этого надо знать значе-
ние С = С t -}- Сг-
Параметр р=—— находят следующим путем: из точки на оси
Г пр
абсцисс, соответствующей значению С, проводят вертикаль до пере-
84
I
сечения с наклонной линией и от точки пересечения ведут горизон-
таль до оси ординат.
Приведенный радиус скважины будет равен
ГпР—(VI.13>
где гс — фактический радиус скважины по долоту; р— параметр,
найденный по графику рис. 33.
Определив приведенный радиус скважины, можно найти коэф-
фициент гидродинамического совершенства скважины:
Рис. 32. График для определения
коэффициента Сг, учитывающего не-
совершенство скважины по степени
вскрытия пласта.
(VI.14)
Рис. 33. График для определения
приведенного радиуса гидродинами-
чески несовершенной скважины.
При отсутствии точных данных о диаметре, длине и числе отвер-
стий фильтра коэффициент совершенства может быть определен
в процессе исследования скважины методом восстановления забой-
ного давления.
4. Определение забойного давления в фонтанной скважине
по затрубному давлению на устье
Практически могут быть три варианта решения этой задачи.
Первый вариант. Фонтанные трубы спущены до верхних отвер-
стий фильтра. Забойное давление больше давления насыщения
(Рзаб > риас), свободного газа у башмака подъемных труб нет, газо-
вый фактор скважины низкий.
85
Для определения забойного давления необходимо удалить газо- I
вую подушку из затрубного пространства путем многократного вы- I
пуска газа в атмосферу. Затрубное давление замеряют в момент, I
когда из пробного краника пойдет одна нефть. I
Избыточное забойное давление в этом случае определяют по I
формуле I
Рзаб== Рбаш Рзатр 4 jq &Т, (VI.15) I
где рзатр — затрубное давление в ат; L — глубина спуска фонтанных I
Узаб 4“ Упов „ , I
труб в м; уср =------2---——средний удельный вес нефти в за- I
трубном пространстве; узаб — удельный вес нефти на забое сква- I
хины (определяется по анализу глубинной пробы); уПов — удель- ;
ный вес нефти на поверхности. . ।
Этот способ дает неточные результаты из-за погрешности при I
определении среднего удельного веса нефти уср. Но для сравнитель-
ной оценки забойных давлений при различных режимах работы I
скважины указанная неточность не имеет значения.
Второй вариант. Фонтанные трубы также спущены до верхних
отверстий фильтра, но забойное давление меньше давления насы-
щения (рЭаб<Риас) • У башмака подъемных труб часть газа нахо-
дится в свободном состоянии, газовый фактор высокий.
В этом случае все затрубное пространство обычно заполняется
одним газом и затрубное давление на устье отличается от забой-
ного лишь на величину давления, создаваемого весом столба газа. |
Абсолютное забойное давление в ат с различной степенью точно- I
сти может быть определено по следующим формулам. I
а. С учетом изменения плотности и температуры газа по высоте I
столба: I
0,03415£тг I
Рззб== Рбаш== Рзатр ® СР > (VI. 16) I
где рзатр — затрубное давление на устье в ат; е = 2,718 — основание I
натуральных логарифмов; L — глубина спуска подъемных труб в м; I
уг—относительный удельный вес газа (по воздуху); г-—коэффи- I
циент сжимаемости газа, зависящий от давления и температуры 1
(определяется по кривым Брауна); ТСр= ^заб ^уст — средняя I
абсолютная температура газа в скважине в °К. I
б. С учетом только изменения плотности газа по высоте столба, I
но при постоянной температуре газа Z=20° С: I
1.2-10—4дТг I
Рззб Рбзш Рзатр ® • (VI.17) I
в. Без учета изменения плотности газа по высоте столба и при I
постоянной температуре газа Z=20°C: I
Ааб=/’баш=Аатр(1 + 1.2- 10-UTr). (VI.18) I
86
г. Без учета изменения плотности газа и при температуре газа
f=O°C:
от баш-
Лаб —Рбаш —Аатр + • (VI.19)
Приведенные для второго варианта формулы определения за-
бойного давления не применимы при обводненной нефти. Расчет
по этим формулам дает близкие результаты (разница составляет
около 1%).
Третий вариант. Подъемные трубы находятся в скважине выше
верхних отверстий фильтра.
Забойное давление в этом случае определяется по формуле
Лаб = Лаш+ -^5^ ат, (VI.20)
где рбаш — давление у башмака подъемных труб, замеренное глу-
бинным манометром, в ат; Н — глубина скважины (считая до сред-
них отверстий фильтра) в м; L — глубина спуска подъемных труб
в м; усм — удельный вес смеси жидкости и газа в интервале
мака подъемных труб до середины фильтра.
Удельный вес смеси может быть определен по формуле
? + 5,06Д2
Теи- у + ^ + 5,0602 Тн’
где V — расход газа, приведенный к среднему давлению в
ном выше интервале, в л!сек; q — дебит жидкости в л)сек; D — диа-
метр эксплуатационной колонны в см; ун — удельный вес нефти.
Расход газа у башмака труб
__ Я ( ^0 ~~ яРбаш)
Рбаш
где Go—газовый фактор в мР/м3; а—коэффициент растворимости
газа в нефти в м‘/м5 • ат.
[32]
(VI.21)
указан-
(VI.22)
5. Определение забойного давления в газовых скважинах [13]
Забойное давление в газовых скважинах определяется по фор-
муле
1,293-10- 4тгЯ
Рзаб=Руе (VI.23)
или с учетом изменения температуры газа по высоте столба по фор-
муле
0,03415тгЯ
Р3аб = Руе ТсРг абс. ат, (VI.24)
где ру — давление на устье скважины в межтрубном пространстве
в абс. ат; уг— относительный удельный вес газа (по воздуху); Н —
глубина скважины в м; Тср — средняя температура газа в °К; z—
средний коэффициент сжимаемости газа.
87
6. Исследование фонтанных скважин методом установившихся
отборов жидкости
При этом методе несколько раз (не мейее трех) меняют режим
работы скважины путем смены диаметра штуцера или давления
в трапе; при каждом установившемся режиме замеряют дебит сква-
жины в т/сутки и определяют забойное давление в ат (глубинным
манометром или расчетом по затрубному давлению).
На основе полученных данных строят в прямоугольной системе
координат индикаторную диаграмму.
При однофазном движении жидкости по пласту к забою сква-
жины и линейном законе фильтрации индикаторная линия будет
прямая.
Уравнение притока в этом случае имеет вид:
$ = К(рпл-ряа6) = КЬр, (VI.25)
где К — коэффициент продуктивности скважины в т/сутки • аг,
Др — перепад между пластовым и забойным давлением в ат.
Отсюда находят коэффициент продуктивности /(= , кото-
рый является величиной постоянной.
В условиях, когда рзаб > рНас и фонтанные трубы спущены до
верхних отверстий фильтра, коэффициент продуктивности может
быть определен по формуле
п„ _ Q, ,
— TjcyTKU ат,
Рзятр' /’эатр
(VI.26)
где Qi и Q2 — дебиты скважины при первом и втором режимах ра-
боты в т/сутки-, раатр и р" — затрубное давление на устье сква-
жины йри первом и втором режимах в ат.
В условиях, когда рзаб ’<? рНас, и независимо от глубины спуска
фонтанных труб коэффициент продуктивности может быть опреде-
лен по формуле
К= ——-1— т/сутки ат, (VI.27)
Рзлб Рзаб
где Рааб И Р'заб — забойное давление при первом и втором режи-
мах в ат.
Часто при больших депрессиях линейный закон фильтрации на-
рушается и прямая индикаторная линия искривляется. В таких
случаях коэффициент продуктивности определяют по прямолиней-
ному участку индикаторной линии. При этом исследуемая сква-
жина должна давать однородную жидкость.
При добыче обводненной нефти строят три индикаторные ли-
нии—одну для всей жидкости, другую для нефти и третью для
воды. При помощи этих линий точно определяют составляющие
общего дебита при каждом режиме.
88
Если скважину исследовали при недостаточных пределах изме-
нения депрессии, для установления технологического режима ра-
боты скважины индикаторные кривые экстраполируют. На основа-
нии практических данных установлено, что прямые индикаторные
линии можно экстраполировать в пределах до 1,75ДрмаКс, а кри-
вые — в пределах до 2,25Дрмакс, где Дрмакс -— максимальная депрес-
сия, полученная при исследовании.
Для экстраполяции кривых индикаторных линий, а также для
непосредственного установления режима работы скважины по урав-
нению притока необходимо определить пластовое давление рпл,
коэффициент продуктивности скважины К и показатель степени п.
По данным исследования скважины при трех разных режимах
можно написать следующие уравнения:
(?1 = ^(Рпл-Ла6)'‘, (VI.28)
(Vi.29>
= (VI.30>
Путем совместного решения этих уравнений относительно п
находят:
1g 91
П1 =-------%—. (VI.31)
. А1л Ааб
1g-------
А1л Ааб
1 Qi
1g „З.А-
П2 =-------. (VI.32)
. Ai л Ааб
1g----__ ш.
Рпл Азаб
Среднее значение
п = (V1.33)
Пластовое давление рПл находят предварительно непосредствен-
ным замером его глубинным манометром (после остановки сква-
жины) или графически путем пересечения индикаторной прямой оси
давлений (при Q = 0).
Из уравнения притока Q=/<(pnn— рзаб)п можно найти коэффи-
циент продуктивности
к = (Л. Л...)- гЬг™ ат' <VL34>
где значения Q и рзаб найдены при исследовании, а рая и п должны
быть определены ранее.
Для большей точности аналогично определению п следует найти
среднее значение коэффициента продуктивности К-
89
По коэффициенту продуктивности скважины можно найти коэф-
фициент проницаемости пласта в пределах призабойной зоны сква-
жины [46]:
Кр fin
k =----2дд 7 д (дарси), (VI.35)
где К — коэффициент продуктивности скважины в см3/сек • ат, ко-
торый определяется по коэффициенту продуктивности с размер-
ен
ностью т/сутки • ат путем умножения на 11,57----; ц — вязкость
Ун
нефти в пластовых условиях в спз; h — эффективная мощность
пласта в см-, RK— половина среднего расстояния между скважи-
нами в м; гс — радиус забоя скважины (считая по долоту) в м;
С — общий коэффициент гидродинамического совершенства сква-
жин, который определяется по кривым В. И. Щурова (см. рис. 31,
32, 33); &н — объемный коэффициент нефти; ун — удельный вес де-
газированной нефти в т/м3.
Определение коэффициента проницаемости по коэффициенту
продуктивности возможно лишь в условиях безводной нефти и при
Рзаб > Рнас-
Из формулы коэффициента проницаемости можно найти гидро-
проводность пласта:
\—g-----L д см/спз. (VI.36)
Если эффективная мощность пласта известна, то вместо гидро-
йй , ,
проводности------ можно определить коэффициент подвижности
k
—, которым пользуются в случае, когда не известно значение вяз-
кости жидкости в пластовых условиях.
На основании построенной индикаторной линии или найденного
коэффициента продуктивности скважины с учетом заданного дебита
устанавливается соответствующий режим работы скважины.
Одночленная формула притока жидкости в скважину Q=KAp,
выраженная прямой индикаторной линией, справедлива лишь при
линейном законе фильтрации. При отклонении от линейного закона
фильтрации получается индикаторная линия, выпуклая к оси деби-
тов. В этих условиях справедлива двучленная формула
bp = AQ-\~BQ2. (VI.37)
Первый член этой формулы выражает потери напора, вызывае-
мые трением жидкости, которые зависят от дебита и вязкости жид-
кости. Второй член выражает потери напора, обусловленные инер-
ционными свойствами жидкости, которые зависят от дебита во вто-
рой степени и плотности жидкости.
90
Разделив обе части уравнения притока почленно на Q, получим
-^- = A + 5Q. (VI.38>
Эта формула может быть выражена индикаторной прямой
Др
Q
в координатах
и Q (рис. 34).
Для построения этой линии в таблицу заносят следующие ре-
зультаты наблюдений и вычисленные данные: режимы фонтаниро-
вания; забойное давление рзаб в ат, депрессия Ар в ат, дебит нефти
Л п
Q в т[сутки, значение в ат-сутки/т.
У
Эта прямая отсекает на оси ординат отрезок А и имеет наклон
к оси дебитов. Тангенс угла это-
го наклона обозначен через В
в формуле (VI.38).
Значение В находят по коор-
динатам двух произвольных точек
этой линии / и II (при большом
расстоянии между крайними точ-
ками можно взять координаты
этих точек):
Коэффициент проницаемости
призабойной зоны дннатах Q и bp/Q.
Ч.Ъ-’ д’ <VI-40>
где значение А должно быть выражено в размерности CGS, для
чего полученное из графика значение А в ат • сутки]т надо разде-
лить на переводный коэффициент 11,57ун.
Далее, аналогично предыдущему случаю определения проницае-
мости k по коэффициенту продуктивности скважины находят гидро-
проводность пласта и коэффициент подвижности жидкости.
В условиях, когда рзаб > рнас, в целях быстрого и точного уста-
новления оптимального технологического режима работы фонтан-
ных скважин в промысловой практике широко применяют исследо-
вание скважин методом установившихся отборов жидкости с по-
строением регулировочных кривых.
Данные исследования фонтанной скважины сводят в таблицу
го следующими колонками: диаметр штуцера d в мм; дебит нефти
QH в' т!сутки; дебит газа Qr в м3! сутки; газовый фактор <?0 в м'^т;
депрессия Ар в ат; содержание песка 0 в %. На основании этих
91
данных исследования строят в прямоугольной системе координат
на общем графике кривые изменения дебита нефти, газа, газового
фактора, % содержания песка и депрессии в зависимости от диа-
метра штуцера.
Оптимальный режим работы скважины должен обеспечить ог-
раниченный вынос песка и получение максимально возможного де-
бита нефти при наименьшем газовом факторе. В случае обводненной
Нефти ограничивается также содержание воды в Добываемой жид-
кости.
7. Исследование фонтанных скважин методом восстановления
забойного давления
При этом методе после остановки скважины наблюдают за ско-
ростью восстановления забойного давления во времени. Результаты
наблюдений и вычисленные данные заносят в таблицу по следую-
Рис. 35. Кривая восстановления забойного
давления в координатах Др и 1g t.
щей форме: точки наблю-
дений, время t в сек, 1g/,
Др3аб в ат. По полученным
данным строят кривую
восстановления давления
в полулогарифмических
координатах Др и 1g/
(рис. 35) и определяют
наклон i к оси абсцисс
(угловой коэффициент)
прямолинейного участка
этой кривой по двум край-
ним точкам:
I = tg a =
Apn —Apt
lg/д — lg/1
(VI.41)
Если масштабы на осях координат взяты произвольно, то гео-
метрическая величина угла а может и не соответствовать найден-
ному наклону i прямолинейного участка кривой.
Путем продолжения прямолинейного участка кривой до пересе-
2 25х
чеиия с осью ординат находят длину отрезка A =i 1g—--------[47],
го
где х — коэффициент пьезопроводности в см2/сек-, rQ— приведенный
радиус скважины в см.
Коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура пита-
ния [46]
А = 0,183^ д, (VI.42)
где Q — дебит скважины в см31сек', b — объемный коэффициент
нефти; h — эффективная мощность пласта в см.
92
Из этой формулы может быть иайдеиа гидропроводиость пла-
ста:
“~- = 0,183 д • см/спз.
(VI.43)
Из формулы значения А можно иайти приведенный радиус сква-
жины:
(VI.44)
где и— —*—-———---------пьезопроводность пласта в смг/сек‘, р,—
Й (^Рж ~г Рп)
вязкость нефти в спз; т — коэффициент пористости; рж— коэффи-
циент сжимаемости нефти в 1/ат; рп —коэффициент сжимаемости
породы в 1/ат.
Приведенный радиус скважины Гпр может получиться и больше
действительного радиуса в тех случаях, когда в призабойной зоне
имеются трещиноватость (естественная или полученная при перфо-
рации) или каверны, образованные путем частичного выноса песка
в процессе эксплуатации скважины.
Коэффициент продуктивности скважины при /?к=100 м опреде-
ляется по формуле [9]
0,236ти(-^-)
^» = -нт=^Г- <VL45>
Если /?к=#100 м, то в знаменателе этой формулы вместо числа 4
в скобках надо подставить величину десятичного логарифма /?4.
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины
ig-А.
? =----(VI.46)
lg
г пр
Этот коэффициент может в частном случае получиться и больше
единицы вследствие увеличения приведенного радиуса скважины
сверх фактического по указанным выше причинам.
В некоторых случаях при исследовании скважины методом вос-
становления давления ие удается получить на графике в координа-
тах Ар и 1g t прямолинейный участок. Это объясняется влиянием йа
характер кривой восстановления давления продолжающегося
во время остановки скважины притока жидкости под действием
упругих пластовых сил. Тогда данные исследования скважины
надо обрабатывать дифференциальным или интегральным мето-
дом [9].’
93
8. Исследование компрессорных скважин методом установившихся
отборов
Компрессорные скважины обычно исследуют способом АзНИИ,
т. е. путем изменения расхода рабочего агента при постоянном про-
тиводавлении на устье.
В результате исследования требуется построить индикаторную
кривую, найти уравнение притока, построить регулировочные кри-
вые и установить оптимальный режим работы подъемника.
Результаты наблюдений и вычисленные данные сводятся в таб-
лицу, содержащую следующие колонки: номера режимов работы
скважины, абсолютное рабочее давление ррав в ат, расход рабочего
агента V в м31 сутки, фактический дебит нефти Q<j, в т]сутки, абсо-
лютное забойное давление рзао в ат, депрессия Др в ат, 1g <Эф, 1g Др,
удельный расход рабочего агента в м3/т, расчетный дебит нефти
Qp в т/сутки.
Если подъемные трубы спущены до фильтра, то забойное давле-
ние будет равно давлению у башмака, которое для однорядного
подъемника может быть определено по формуле [37]
Лаб = РбаШ = Ррабе1’2‘1<) СИП,
где L — длина подъемных труб в м; уг—относительный удельный
вес газа (по воздуху).
По этой формуле определяют забойные давления для всех ре-
жимов. По разности между текущим пластовым и забойным давле-
нием при разных режимах работы скважины находят депрессию Др.
Удельный расход рабочего агента
*3/т. (VI.48)
По данным Q$ и Др строят индикаторную кривую (рис. 36).
Чтобы найти аналитическое выражение этой кривой Q=K&pn, не-
обходимо определить показатель степени п и коэффициент продук-
тивности К. Для этого методом наименьших квадратов разбивают
поровну вычисленные значения lg Q и 1g Др, находят для каждой
группы сумму их и составляют два уравнения:
+ (VI.49)
+ (VI.50)
где Hi и пг — число входящих в сумму значений lg Q и 1g Др.
Подставляя в эту систему двух уравнений значения S lg Q и
Sig Др из таблицы, путем совместного решения определяют пока-
затель степени уравнения притока п.
Далее из уравнения притока для разных режимов находят
величину коэффициента продуктивности К и его среднее значе-
ние Кер-
94
Получив таким образом уравнение индикаторной кривой Q =
= f (Ар), определяют расчетный дебит скважины для более низких
депрессий (вплоть до 0) и продолжают индикаторную кривую влево
до пересечения оси ординат.
Для установления оптимального режима работы подъемника
строят регулировочные кривые зависимости дебита и удельного рас-
хода газа от общего расхода газа (рис. 37).
Касательная, проведенная из начала координат 1к кривой Q==
— определит оптимальный дебит скважины QonT в т/сутки и
удельный расход газа /?о в м3/т. Касательная, проведенная к кривой
/?0—/(У) перпендикулярно оси ординат, определит минимальный
Рис. 36. Индикаторная криваи Q* =
=f(AP)-
Рнс. 37. Регулировочные кривые
работы компрессорной скважины.
расход рабочего агента /?омив- Из графика можно также определить
максимальный дебит скважины QMaKc и необходимый для этого
удельный расход газа Ro.
Компрессорные скважины можно также исследовать методом
восстановления забойного давления после остановки скважины пу-
тем замера забойных давлений глубинным манометром.
9. Исследование глубиннонасосных скважин методом
установившихся отборов
При исследовании глубиннонасосных скважин этим методом ре-
жим работы меняют путем изменения длины хода полированного
штока или числа качаний насоса. При каждом установившемся ре-
жиме замеряют дебит жидкости и забойные давления или динами-
ческие уровни.
Данные исследования заносят в таблицу: номера режимов ра-
боты скважины, дебит нефти Q в т) сутки, забойное давление рзаб
в ат или динамический уровень жидкости йд в м, пластовое давление
рпл в ат или статический уровень жидкости йст в м, депрессия Ар
в ат илй"Айв м ст. жидк.
95
Обработка материалов Исследования ведется так же, как для
фонтанных скважин. Строят индикаторную диаграмму, которая вш
ражает зависимость между дебитом и забойным давлением и^Й
между дебитом и динамическим уровнем.
Из уравнения притока при линейной фильтрации находят коэф-
фициент продуктивности:
К—т/сутки, • ат (VI. 51)
или
Кт/сутки • м. (VI.52)
Исследование глубиннонасосных скважин путем замера динами-
ческих уровней ограничивается величиной газового фактора, кото-
рый должен быть не более 50 м3/т.
Режимные параметры работы насоса определяют обычно по диа-
грамме АзНИИ.
10. Исследование методом установившихся отборов скважин,
эксплуатируемых центробежными погружными
электронасосами [37]
Исследование этих скважин основано на свойстве центробежных
насосов развивать при закрытой задвижке (режим нулевой подачи)
определенный напор, который складывается из двух величин: вы-
соты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины
и манометрического давления перед устьевой задвижкой.
Режим работы скважины меняют в сторону уменьшения дебита
путем смены штуцера на выкидной линии или уменьшения проход-
ного сечения задвижки.
При работе скважины на установившемся режиме постепенно
(во избежание гидравлического удара) полностью закрывают вы-
кидную задвижку на устье. При этом на устье создается постоянное
давление.
Считая, что динамический уровень жидкости за время закрытия
задвижки изменяется незначительно по сравнению с установив-
шемся уровнем при работе насоса, можно написать следующее ра-
венство:
//о = а;нн + -^1-, (VI.53)
где Яо —напор насоса при Q=0 в л; /1'дйн— динамический уровень
в м при производительности насоса Q в т/сутки; pi — показание ма-
нометра на устье при первом режиме, после закрытия задвижки
в ат.
Затем переходят на второй режим работы скважины с меньшей
подачей жидкости и при установившемся режиме'замеряют дебит Q,
96
после чего вновь закрывают задвижку и фиксируют давление на
буфере pz.
При втором режиме можно написать аналогичное равенство:
//о = А»н + , (VI.54)
где й"ия— динамический уровень в м при производительности на-
соса Qz в т/сутки.
Так как напор насоса Яо в обоих случаях при постоянном числе
оборотов и неизменных свойствах жидкости будет одинаков и удель-
ный вес жидкости также не изменится, то, приравнивая правые ча-
сти обоих равенств, можно найти разность устьевых давлений:
Рг - А = “-----io-----' (VI .55)
Следовательно, коэффициент продуктивности скважины будет
(при п— 1)
а т 1сутки • ат. (VI.56)
Для получения третьей точки еще раз меняют в сторону умень-
шения дебита режим работы скважины и при установившемся ре-
жиме замеряют дебит Qa в т/сутки, а после закрытия задвижки оп-
ределяют устьевое давление рз в ат.
Находят коэффициент продуктивности скважины по второму и
третьему режимам:
К2 — рз~ р23 т/сутки • ат. (VI.57)
Если коэффициенты продуктивности Ki и Яг получатся одинако-
вые, то закон фильтрации будет линейный и показатель степени
в уравнении притока п= 1.
По дебиту и устьевому давлению при трех режимах строят ин-
дикаторную диаграмму притока жидкости.
При высоком коэффициенте продуктивности скважины (свыше
6 М?/сутки- ат) и медленном во избежание гидравлического удара
покрытии задвижки динамический уровень жидкости за время за-
крытия задвижки поднимется на некоторую величину. В таких слу-
чаях коэффициент продуктивности следует определять по уточнен-
ной формуле [7]:
К —------------------------—------т/сутки ат, (VI.58)
Рч — Р\ + (Qi — <?г) д . 864 • 103
где t — время, затрачиваемое на закрытие задвижки и замер давле-
ния на устье скважины при каждом режиме, в сек-, /я — площадь
кольцевого сечения между эксплуатационной и насосной колоннами
труб (С учетом сечения кабеля) в м2.
7 Заказ № 126
9?
11. Исследование газовых скважин методом
установившихся отборов
При исследовании газовых скважин с последующей обработкой
полученных данных по эмпирической степенной формуле замеряют
при закрытой скважине на каждом режиме ее работы давление газа
в атмосферах на устье и в кольцевом пространстве, а также дебит
газа в м3/сутки. Результаты исследования скважин сводят в таб-
лицу.
Требуется найти аналитическое выражение степенного уравне-
ния притока газа, определить потенциальную производительность
скважины и построить индикаторную кривую.
Из формулы У=/<(р2пл—Р2заб)” м3/сутки определяют коэффи-
циент продуктивности К и показатель степени п путем совместного
решения нескольких уравнений, составленных для разных режимов.
Для этого находят абсолютные величины пластового и забойного
давления по формуле
Т
T + t
1,29.3 10-'4/-Тг
р = Рзатр ®
ат,
(VI.59)
где рзатр — затрубное давление на устье скважины в ат; 1,293 кг —
вес 1 м3 воздуха при атмосферном давлении и температуре £=0°С;
Т
L — длина подъемных труб в м; -
/ -р Г
температурный поправоч-
ный коэффициент для перехода от t—О к температуре в скважине.
По числу режимов составляют соответствующее число уравне-
ний притока и попарно решают их в отношении показателя сте-
пени п. Находят среднее значение п. Далее из каждого уравнения
притока находят К, а затем и его среднее значение.
Определив все параметры, входящие в уравнение притока (рпл,
рзаб, К и п), последовательно задаются более низкими забойными
давлениями и определяют соответствующие им дебиты газа вплоть
до потенциальной производительности скважины (при забойном
давлении, равном нулю) или абсолютно свободный дебит.
По фактическим и найденным по расчету данным строят инди-
каторную кривую. Пределы экстраполяции этой кривой определя-
ются с учетом допускаемой величины депрессии.
Одночленная степенная формула V—/<(р2я — Р2заб)" дает при-
ближенные результаты, так как она не учитывает нарушений ли-
нейного режима фильтрации газа в призабойной зоне. Физическим
условиям фильтрации газа в наибольшей степени отвечает двучлен-
ная формула, предложенная И. А. Чарным и Е. М. Минским.
При исследовании газовых скважин с последующей обработкой
полученных данных по двучленной формуле замеряют глубинным
манометром пластовое и забойное давление при разных режимах
(или вычисляют их аналогично предыдущему по давлению на устье
скважины), а также дебит газа в м3!сутки.
98
Требуется обработать результаты исследования скважины гра-
фическим методом, составить основное уравнение притока газа
в скважину и определить абсолютно свободный дебит (потенциаль-
ную производительность) скважины.
По этим данным вычисляют для каждого режима величины
Др2=р2пл—р2аб и ^дл ^заб , затем составляют сводную таб-
У
бицу результатов наблюдений и произведенных вычислений.
Результаты исследований обрабатывают по формуле
+ (VI.60)
Эта формула выражает уравнение прямой линии, построенной
в координатах —— (ордината) и Q (абсцисса).
У
Коэффициенты а и Ь этого уравнения могут быть определены
графически. Коэффициент а равен длине отрезка, отсекаемого на
оси ординат продолжением индикаторной прямой, а коэффициент b
определяется наклоном этой прямой к оси абсцисс и равен
"= - (V,-61)
Определив коэффициенты а и Ь, мы получим полное квадратное
уравнение. Решив это уравнение относительно Q при р3аб = 0, можно
найти потенциальную производительность скважины:
1Л я2 + 4р2л6 —а
QnoT= -------2b------ м31сутки. (VI.62)
12. Исследование скважин при совместно-раздельной эксплуатации
двух пластов [37]
Оба пласта имеют линейный закон фильтрации (рис. 38). Приве-
денный статический уровень первого пласта с большим пластовым
давлением изображен горизонтальной прямой AiA, а индикаторная
линия изображена прямой AD. Для второго пласта эти параметры
показаны соответственно линиями В\В и BE. Расстояние между
статическими уровнями обозначено через h.
Из точки В проведем пунктирную линию BEi, представляющую
зеркальное отражение индикаторной линии BE пласта с меньшим
давлением. Прямая BEi характеризует процесс поглощения (ин-
фильтрации) при создании перепада давления на забое.
Горизонтальная прямая CiC, проведенная через точку Сг пере-
сечения зеркального изображения BEi с индикаторной линией AD,
определит местоположение общего (результирующего) уровня
7*
99
в скважине при прекращении отбора жидкости. При уровне CiC
первый пласт будет давать столько жидкости (ССг), сколько будет
поглощать второй пласт (ССг).
Результирующая индикаторная линия CN будет представлять
собой сумму индикаторных линий BE и AD. При поддержании ди-
намического уровня в скважине между CCi и BBi на поверхность
будет поступать только некоторая часть жидкости из первого пла-
ста, а остальная часть будет поглощаться вторым пластом. При опу-
скании уровня до BtB поглощение жидкости вторым пластом пре-
кратится, а при дальнейшем опускании динамического уровня ниже
BtB работать будут оба пласта.
Требуется определить: 1) глубину общего статического уровня
CiC при остановке скважины; 2) количество жидкости, поглощаемое
вторым пластом при остановке
скважины; 3) величину минималь-
ного дебита, при котором будет
отсутствовать поглощение жид-
кости вторым пластом; 4) поло-
жение динамического уровня при
заданном дебите; 5) распределе-
ние дебита по пластам.
1. Определение глубины об-
щего статического уровня при
остановке скважины.
При положении общего стати-
ческого уровня CiC верхний пласт
с большим давлением даст дебит
Qi=KiX0 (х0— понижение уров-
ня), а нижний пласт с меньшим
давлением поглотит жидкости
Рис. 38. Индикаторные линии при
двухпластовом притоке и линейном
законе фильтрации.
Q2=/C2(/i —х0). Но так как Qi = Q2, то К1Хо=Кг (й — х0), откуда
Х° К\ + Кг М'
2. Количество жидкости, поглощаемое нижним пластом при ос-
становке скважины:
Qi = Qt — ~ хо) ==/Ci*o м31сутки. (V1.63)
3. Минимальный дебит, при котором не будет поглощения
жидкости нижним пластом:
$мин = К1Л м31сутки. (VI.64)
4. Положение общего динамического уровня при заданном де-
бите.
Обозначим расстояние искомого динамического уровня MiM от
общего статического уровня ЛИ через хн. Тогда дебит из первого
пласта будет
Qi = Л'Лр (VI.65)
а из второго
Q2 = ^(xh-/z). (VI.66)
100
Суммарный дебит
Q-Qi+Q2 = ^h + K2Uh-A), (V1.67)
откуда
х‘=1^м (VI.68)
(ниже статического).
5. Распределение общего дебита по пластам:
Qi — KiXu м2 3 41сутК1г, (VI.69)
q2 = Т<2 (хн - А) м31сутки. (VI.70)
Если в обоих пластах фильтрация происходит по квадратичному
Рис. 39. Индикаторные линии при двух-
пластовом потоке и квадратичном
законе фильтрации.
Возводим обе части урав-
нения в квадрат и решаем его
относительно х0:
к1+к22
м.
(VI.74)
2. Количество поглощаемой жидкости при остановке скважины
Qo = К1Х°-5 м31сутки (VI.75)
или
Qo = (А - х0)°-5 м31сутки. (VI.76)
3. Минимальный дебит, при котором отсутствует поглощение
жидкости нижним пластом:
= /С1А°*Б /сутки. (V1.77)
4. Положение динамического уровня при заданном дебите
Q = Ki4’5 + К2 (хн - А)0,5 . (VI.78)
101
Обозначив х°н5 через у, возводим уравнение в квадрат и решаем
его относительно yz (хн):
(Q-^y)2 = ^(y2-A);
(/<2 - У1 + 2Q/Gy - (Q22 + Klfi) = 0;
~QKr + У QVi + [Ki - К}) (Q1 + K&)
(VI.79)
(VI.80)
(VI.81)
5. Распределение суммарного дебита по пластам:
Q^K^5 мЧсутшг, (VI.82)
Q2 = /C2(xH- Л)°’5 мя1сутки. (VI.83)
13. Исследование нагнетательных скважин
Исследование нагнетательных скважин может проводиться ме-
тодом восстановления забойного давления и методом установив-
шихся отборов. Первый метод имеет наибольшее применение, так
Рис. 40. Кривая восстановления
давления в нагнетательной сква-
жине в координатах Др и 1g t.
как он дает возможность определять
целый ряд параметров работы пла-
ста (коэффициент проницаемости
пласта и призабойной зоны, коэф-
фициент приемистости скважин,
коэффициент пьезопроводности,
радиус условного контура питания).
Перед исследованием нагнета-
тельная скважина должна работать
на установившемся режиме закач-
ки воды в пласт. Для исследования
на нагнетательной линии при-
крывают задвижку, чем ограни-
чивают расход воды приблизи-
тельно на 30%, и наблюдают за
изменением давления во времени
по манометру, установленному на
устье скважины. В дальнейшем в процессе исследования рас-
ход воды поддерживается постоянным. Данные наблюдений (время
t в сек, lg t, давление р в ат и разность давлений Др в ат) сводят
в таблицу. На основании этой таблицы строят график восстано-
вления давления в координатах Др и lg t (рис. 40) и определяют
наклон прямолинейного участка кривой:
^Рп — ^Pk
lg — 1g
(VI.84)
где пи k — порядковые номера крайних точек этого участка
кривой.
102
Находят средний коэффициент проницаемости пласта в преде-
лах радиуса контура питания [37]:
ОДЗЗДОр д, (VI.85)
где AQ —разность объемов закачиваемой воды при первом и вто-
ром режимах в м31сутки; h — мощность пласта в см; ц— вязкость
воды в пластовых условиях в спз.
14. Определение по динамограмме нагрузок на полированный
шток и коэффициента подачи насосной установки
Ввиду сложности определения расчетным путем действующих
на насосные штанги динамических нагрузок, вызываемых силами
инерции движущихся масс насосных штанг и жидкости, а также
вибрацией штанг, проще и
точнее эти нагрузки могут
быть оценены по динамо-
грамме нормальной работы
штангового насоса. Имея та-
кую динамограмму (рис. 41),
можно по ней определить
максимальную и минималь-
ную нагрузку на штанги, ам-
плитуду колебаний нагрузки
и максимальное напряже-
ние в верхней штанге.
Для таких расчетов надо
знать масштаб усилий ди-
намографа (ту вкг/]. %),ко-
торый находят делением на
100% максимально допу-
Масштаб хода 1-30 -.Масштаб усилий1%-30кб
Рис. 41. Динамограмма работы штангового
насоса.
скаемой на прибор нагрузки, и масштаб хода, который опреде-
ляется диаметром масштабного ролика динамографа (тх) и бы-
вает равен 1:15, 1 :30 и 1:45.
Максимальная нагрузка, соответствующая ходу плунжера
вверх, характеризуется линией ВС, а минимальная имеет место
при ходе плунжера вниз и характеризуется линией AD. Макси-
мальное усилие будет в точке М, а минимальное — в точке А:
Рмакс ^у^макс кГ,
Рмии==^у^мни КР>
(VI.86)
(VI.87)
где Ломакс и — значения ординат точек М и А в %.
Амплитуда колебаний нагрузки за один цикл (ход вверх и
вниз) равна
Д-Л,аКс-Л<„„ КГ. (VI.88)
103
Максимальное напряжение в верхней штанге
кГ1см\ (VI.89)
где fm — площадь поперечного сечения верхней штанги в см2.
Коэффициент подачи насосной установки
= VVIy.HVT’ (VI.90)
где т)н==------коэффициент наполнения насоса (sпол —- полез-
5пл
ный ход плунжера; — фактический ход плунжера); цу= ~~--------
S
коэффициент, учитывающий упругие удлинения насосных штанг
и труб (s — ход полированного штока); т]у. н— коэффициент утечки
в насосе; т)у. т — коэффициент утечки в трубах.
Первые два коэффициента могут быть определены по динамо-
грамме. Коэффициент наполнения насоса в данном случае будет
<VL91>
^ПЛ
Коэффициент, учитывающий упругие удлинения насосных
штанг и труб:
'<> (V1.92)
Коэффициент подачи насосной установки, учитывающий напол-
нение насоса и упругие удлинения насосных штанг и труб:
(VI.93)
Полный коэффициент подачи насосной установки может быть
подсчитан только по динамограмме нормальной работы глубин-
ного насоса, т. е. при отсутствии утечек жидкости как в самом на-
сосе, так и в трубах.
15. Измерение расхода жидкостей и газов
Для учета расхода, контроля и регулирования технологических
процессов, связанных с добычей нефти и газа, измеряют коли-
чество протекающей по трубопроводам жидкости и газа. Для этой
цели на промыслах широко применяют объемные расходомеры:
а) жидкостные поплавковые дифференциальные манометры для
измерения больших расходов жидкости и газа; б) шайбные изме-
рители для периодического измерения небольших расходов газа.
Наиболее подходящими для этой цели являются самопишущие
расходомеры ДП-430 с добавочной записью статического давления.
104
Определение статического давления в приборе ДП-430 осу-
ществляется при помощи манометрической пружины-геликса. Диф-
ференциальное давление определяется при Помощи ртутного по-
плавкового дифференциального манометра. Круглосуточная запись
статического и дифференциального давления производится на кар-
тограммах, приводимых во вращение часовым механизмом. Плани-
метрированием картограмм определяются среднесуточные значе-
ния рСр и Нср, подставляемые в формулу (VI. 94) для вычисления
суточного количества газа. При статическом давлении выше 15 ат
в формулу вводится коэффициент z, учитывающий отклонение фак-
тического состояния газа от законов
Количество газа определяется по
формуле
Q=62,67a^d2lZ^L.^IcyTKU,
V J Тг
(VI.94)
где а — коэффициент расхода, зави-
d2
сящий от отношения (d— диа-
метр отверстия диафрагмы в см,
D — диаметр трубопровода в см)',
Р — поправка к коэффициенту а
на неостроту входной кромки диа-
фрагмы и шероховатость газопро-
вода в зависимости от отношения
d
— (значение р определяется по
табл. 12); е — поправочный коэф-
идеальных газов.
Рис. 42. Поправочный коэффи-
циент е на расширение струи газа.
фициент на расширение струи газа на выходе из диафрагмы,
Др d2 .
—и m — -^г~, где Др — пере-
р D2
зависящий от отношения
пад давления в диафрагме в кг/см2; р— статическое давление до
диафрагмы в кГ1см2\ значение е определяется по графику на рис. 42;
Kt — коэффициент теплового расширения диафрагмы (для темпера-
турных условий в промысловых газопроводах принимают Kt — 1);
Ррт — абсолютное статическое давление газа в газопроводе перед
диафрагмой в мм рт. ст.',
— дифференциальное давление газа в диафрагме в мм
рт. ст.-,
Т — абсолютная температура газа в газопроводе в °К;
уг — относительный удельный вес газа.
В эту формулу входит коэффициент суточного расхода
K=62,67txd2 у — » который берется из табл. 13.
105
Таблица 12
Значение поправки 0 на иеостроту входной кромки диафрагмы
и шероховатость трубопровода
d D D, см
5 10 20 30
0,20 1,024 1,018 1,011 1,006
0,25 1,024 1,018 1,010 1,004
0,30 1,023 1,017 1,009 1,003
0,35 1,023 1,016 1,007 1,002
0,40 1,023 1,015 1,006 1,001
0,45 1,023 1,014 1,005 1,000
0,50 1,023 1,014 1,005 1,000
О; 55 1,024 1,014 1,005 1,000
0,60 1,024 1,015 1,005 1,000
0,65 1,025 1,016 1,005 1,000
0,70 1,026 1,016 1,006 1,000
0,75 1,028 1,017 1,007 1,000
ojso 1,029 1,018 1,007 1,000
При замере расхода газа с температурой выше или ниже 20° С
в формулу (VI.94) вводят температурную поправку, которую берут
из табл. 14.
Поправку на удельный вес находят по табл. 15.
Расход газа в м3]сутки. при измерении его шайбным измерите-
лем с выпуском газа в атмосферу при количестве газа, не пре-
вышающем 5000 м3/сутки, и избыточном давлении в трубопроводе
не выше 500 мм вод. ст. определяется по следующим формулам:
при водяном манометре
Q = 0,172<У2 1/; (VI.95)
при ртутном манометре
0 = 0,634^1/^^, (VI.96)
где d — диаметр отверстия шайбы в мм; Нъ — перепад давле-
ния в шайбе в мм вод. ст.; Нрт — перепад давления в шайбе
в мм рт. ст.; уг — относительный удельный вес газа (по воздуху).
При измерении расхода жидкости дифференциальные мано-
метры устанавливают ниже замерных фланцев. Расход воды (при
у=1) при заполнении манометра ртутью рассчитывают по следую-
щей приближенной формуле:
Q== 0,04435MpyA , (VI.97)
где Q — расход воды в м3/ч; а — коэффициент расхода (берется
по табл. 16); d — диаметр диафрагмы в мм; h — перепад давления
в мм рт. ст.
106
107
Таблица 14
i / 293
Температурная поправка I/ —~ (Т«*273°+/, где Т — абсолютная температура
газа, at — температура газа в °C) при определении суточного количества газа,
приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст. а условиях, когда фактическая
температура газа не равна 20° С
/,°с Поправка f, °C Поправка г, °C Поправка „UI. - t, °C Поправка
0 1,036 10 1,017 20 1,000 30 0,983
1 1,034 11 1,016 21 0,998 31 0,982
2 1,032 12 1,014 22 0,996 32 0,980
3 1,030 13 1,012 23 0,995 33 0,978
4 1,028 14 1,010 24 0,993 34 0,977
5 1,026 15 1,008 25 0,991 35 0,975
6 1,025 16 1,007 26 0,990 36 0,974
7 1,023 17 1,005 27 0,988 37 0,972
8 1,021 18 1,003 28 0,986 38 0,970
9 1,019 19 1,002 29 0,985 39 0,969
40 0,967
Таблица 15
/ту ъ
—’— (Y ~ фактический
относительный удельный вес газа) при определении суточного количества газа,
приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст.
I Поправка 7 Поправка 7 Поправка 7 Поправка
0,50 1,265 0,70 1,064 0,90 х 0,943 1,10 0,853
0,51 1,252 0,71 1,061 0,91 0,938 1,11 0,849
0,52 1,240 0,72 1,054 0,92 0,932 1,12 0,845
0,53 1,223 0,73 1,047 0,93 0,927 1,13 0,841
0,54 1,217 0,74 1,040 0,94 0,922 1,14 0,838
0,55 1,214 0,75 1,033 0,95 0,918 1,15 0,834
0,56 1,195 0,76 1,026 0,96 0,913 1,16 0,830
0,57 1,185 0,77 1,019 0,97 0,908 1,17 0,827
0,58 1,174 0,78 1,013 0,98 0,903 1,18 0,823
0,59 1,164 0,79 1,006 0,99 0,899 1,19 0,820
0,60 1,155 0,80 1,000 1,00 0,894 1,20 0,816
0,61 1,145 0,81 0,994 1,01 0,890 1,21 0,813
0,62 1,122 0,82 0,988 1,02 0,886 1,22 0,810
0,63 1,122 0,83 0,982 1,03 0,881 1,23 0,807
0,64 1,118 0,84 0,976 1,04 0,877 1,24 0,803
0,65 1,109 0,85 0,970 1,05 0,873 1,25 0,800
0,66 1,100 0,86 0,964 1,06 0,869 1,26 0,797
0,67 1,093 0,87 0,959 1,07 0,865 1,27 0,794
0,68 1,085 0,88 0,953 1,08 0,861 1,28 0,791
0,69 1,077 0,89 0,948 1,09 0,857 1,29 1,30 0,788 0,784
108
Таблица 16
Значение коэффициента а при замере расхода воды
Отношение d о а II Отношение 1 - а
0,20 0,598 0,50 0,624
0,25 0,599 0,55 . 0,635
0,30 0,601 0,60 0,649
0,35 0,605 0,65 0,668
0,40 0,609 0,70 0,692
0,45 0,616 0,75 0,723
0,80 0,764
VII. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
1. Определение числа нагнетательных скважин, расхода воды
и давления нагнетания [37]
Число нагнетательных скважин
где L — общая длина контура нагнетания в л; R — среднее рас-
стояние между скважинами в м.
При известной длине контура нагнетания L, задаваясь различ-
ными значениями R, находят соответствующее им число нагнета-
тельных скважин.
Расход воды, нагнетаемой в каждую скважину, будет
<7 =-у- мл)сутки, (VII.2)
где Q — общее количество нагнетаемой воды в м31сутки.
Для предварительной оценки приемистости нагнетательных
скважин можно пользоваться формулой Дюпюи:
<7 = м3]сутки, (VII.3)
Pig -у*-
' с
где k — эффективная проницаемость пласта для воды в д;
h — мощность йЛаста в лг, Др=р3аб — Pan — перепад давления
на забое в ат (р8ае— давление на забое при нагнетании; рпл— пла-
стовое давление); <р— коэффициент гидродинамического совершен-
ства забоя скважины; ц — вязкость воды в спз; RK— -g- R — радиус
действия скважины (половина расстояния между скважинами) в ж;
гс — радиус скважины в м.
109
Проницаемость пласта и вязкость жидкости определяются в ла-
бораторных условиях путем анализа кернов и образцов пластовой
жидкости.
Из формул (VII.1), (VII.2) и (VII.3) получают избыточное
давление нагнетания у забоя скважины:
^=4 х*^ат’ <vn-4)
где
д= 23,6£Му (vn5)
ГУ
При найденной величине А, задаваясь различными значе-
ниями R, находят ряд значений Ар.
Давление нагнетаемой воды у устья скважины (без учета гид-
равлических сопротивлений в колонне) для разных значений Др
Ркагн Др + Ал - аТ’ (VII.6)
где рпл — пластовое давление в ат\ Н — средняя глубина нагнета-
тельной скважины в л; у — относительный удельный вес воды.
Результаты подсчетов сводят в таблицу, в которую заносят для
разных вариантов /? значения п, Q, Ар и рНагн-
В целях сравнительно равномерного продвижения контура неф-
теносности и получения приемлемого давления насосов следует
выбрать средние значения R, п и Q.
Величина гидравлических сопротивлений в колонне нагнета-
тельных труб определяется по формуле
0,1 МЛРт
Ар
ат,
(VII.7)
где К — коэффициент трения при движении в трубах воды; v=
О *' ,
=s= ос лап с '—скорость движения воды в м!сек (F — площадь
ои400г
сечения нагнетательных труб в м2); d — диаметр труб в м; g —
ускорение силы тяжести в м!сек2.
С учетом гидравлических сопротивлений давление нагнетания
на устье скважины будет
Аагн Аагн Н- Ар
(VII.8)
2. Определение количества воды и газа, необходимых для
поддержания пластового давления [37]
Для поддержания пластового давления количество нагнетае-
мых в залежь воды и газа должно быть не меньше, чем количество
всей добываемой продукции (нефти, газа и воды).
110
Объем добываемой за сутки нефти в пластовых условиях
= (VII.9)
IH
где QH — дебит нефти в т/сутки-, Ьн — объемный коэффициент
нефти; ун — удельный вес нефти в Т/л3.
Объем добываемого за сутки свободного газа в атмосферных
условиях
Vr. с = Vr - ар"л(?н м3, (VII. 10)
7н
где Уг — общее количество газа в м31 сутки-, рпп — пластовое давле-
ние в ат; а — коэффициент растворимости газа в нефти в м3/м3-ат.
Объем добываемого за сутки свободного газа в пластовых
условиях
К.с=-Кг.^плг (VII.11)
Рпл' О
где Тпл—пластовая температура в °К; ро— атмосферное давление
в ат; То — атмосферная температура в °К; z— коэффициент сжи-
маемости газа (определяется по графику рис. 9).
Общий объем суточной добычи в пластовых условиях
V= Qu + К. с + QB м3, (VII.12)
где QB — объем добываемой за сутки воды в пластовых условиях
в м3 (объемный коэффициент воды и ее удельный вес можно при-
нять равными единице).
Без учета поступающей в залежь контурной воды при коэффи-
циенте избытка а= 1,2-г 1,4 потребное количество закачиваемой
в залежь воды при законтурном заводнении составит
Qb= Va м3\сутки. (VII. 13)
При поддержании пластового давления путем нагнетания газа
в газовую шапку или сводовую часть залежи общий объем необхо-
димого газа составит
м3, (VII.14)
где V — общая суточная добыча (нефти, воды и газа) в пластовых
условиях в м3; остальные величины (рПл> а и z) имеют указанные
выше значения.
Приемистость одной нагнетательной скважины в этом случае
определяется по формуле
I/, - , (VII.15)
• . *хк
р- 1g -7—
' с
111
где ф—1 при наличии открытого забоя; остальные величины имеют
те же значения, что и в формуле для определения q (см. формулу
(VII.3)].
3. Расчет водоочистной установки [5]
При комбинированном химико-механическом методе очистки
воды путем коагулирования, отстаивания и фильтрации техноло-
гический процесс протекает по принципиальной схеме, приведен-
ной на рис. 43.
В зависимости от степени загрязнения поступающей на очистку
воды и допустимого содержания взвешенных веществ в очищен-
ной воде технологический процесс очистки может меняться. Так,
вихревая камера реакции может отсутствовать (коагулирование
происходит в осветлителе), а при благоприятных условиях коагули-
рование вообще может быть исключено.
Технологический расчет водоочистной установки состоит в опре-
делении расхода коагулянта, емкости и размеров затворного и ра-
створного баков, размеров камеры реакции, осветлителя и фильтров.
Наибольшее применение для очистки пресной воды из открытых
водоемов имеет коагулянт — сернокислый алюминий марки БМ.
Доза этого коагулянта (безводного) определяется по эмпирической
формуле
(1 = 3,5/ТИ мг/л, (VII.16)
где /И — содержание взвешенных веществ в обрабатываемой воде
в мг/л.
Расход безводного коагулянта составит
т1сУтки’ (vn.17)
где Q — производительность установки в м3/сутки] р —- коэффи-
циент, учитывающий дополнительный расход коагулированной
воды на сброс ее из осветлителя с осадком и на промывку фильт-
ров (принимается р = 1,1).
Полезная емкость цилиндрического затворного бака
у _ Г. I00 м\ (VII.18)
л^Тк
где k —1,14-1,2 — коэффициент запаса; п — число затворений
в сутки (обычно п=3); е=33,5% —содержание A^SCUh в коагу-
лянте БМ; ук — объемный насыпной вес коагулянта в т/м3.
Площадь сечения затворного бака
(VII.19)
112
Рис. 43. Принципиальная схема установки для очистки воды,
смеситель; 2 — воздухоотделитель камеры реакции; 3 — вихревая камера реакции; 4 — воздухоотделитель
•тлнтеля; 5 — осветлитель; 6 — шламоуплотнитель; 7 — фильтр; 8 — установка для гидравлического переме-
ания известкового молока; 9 — дозатор известкового молока; 10— затворный бак коагулянта; // — раствор-
ный бак коагулянта; 12— дозатор коагулянта; 13 — резервуар очищенной воды.
3 Заказ № 126
где D3— внутренний диаметр затворного бака (принимается D3 —
= 1 -и);
Полезная высота затворного бака
А3 = -^ м. (VII.20)
•^3
Общая высота затворного бака
//3 = А1 + АЭ + А2 м, (VII.21)
где Ai=0,2 м— расстояние от поверхности жидкости до верхнего
края бака; /12=0,2 м — запас на осадок внизу бака.
Для жидкого коагулянта устанавливаются два растворных бака
(один находится в работе, другой в очистке и заполнении).
Полезная емкость цилиндрического растворного бака
у Ок- 100 (VII.22)
nhK
где п — число затворений в сутки; b — концентрация раствора
коагулянта в % (обычно 6=5%); у/ — удельный вес жидкого
коагулянта в г/л3.
Полезная высота растворного бака
6Р = -^ м, (VH.23)
где при определении площади сечения бака Sp принимается диа-
метр бака Dp— 1,5 м.
Аналогично затворному баку общая высота растворного бака
будет
Нр = 0,2 + Ар + 0,2 м. (VI1.24)
Диаметр входного отверстия камеры реакции
V 8б400м7 м' (VII.25)
где У1=0,5 м/сек — скорость поступления воды в камеру реакции.
Диаметр конуса на уровне выхода воды из камеры реакции
rf2=Vfi-^— м> (VII.26)
2 г 86 400r.i?2 v
где ^2=0,005 м/сек — скорость выхода воды из камеры реакции.
Высота камеры реакции при угле конусности а=30°
<VIL27)
Диаметр трубопровода между камерой реакции и осветлителем
/так « <v"-28>
где v3 — скорость движения в трубопроводе воды с хлопьями, ко-
торая не должна превышать 0,4 м/сек.
Как видно из принципиальной схемы (см. рис. 43), осветлитель
имеет дырчатое дно. Верхний уровень взвешенного осадка опре-
деляется нижними кромками окон шламоуплотнителя.
Скорость движения воды в верхней плоскости взвешенного
осадка может быть определена по эмпирической формуле Е. Н. Те-
теркина:
v = h. мм\сек, (VII.29)
где kt — коэффициент, зависящий от качества обрабатываемой
воды (для малозагрязненных поверхностных вод £1 = 1,0); kz—
коэффициент, зависящий от метода обработки воды (при осветле-
нии воды коагулированием /22 = 0,5); /1=1-ь2,5 м— высота слоя
взвешенного осадка.
Практически скорость v колеблется в пределах до 1 мм/сек.
Площадь сечения осветлителя на уровне нижних кромок окон
шламоуплотнителя
«таг (VH.30)
где v берется в м.
Объем шламоуплотнителя определяется по формуле
1/ __ Г41 + a (k3 + Л4)] Qi 3 /\7ПЧ1\
ш---------’ (V11.31)
где М—содержание взвешенных веществ в воде в г/м3-, а — доза
безводного коагулянта в г/м3-, /г3— коэффициент, учитывающий тип
коагулянта и наличие в нем нерастворимых примесей (для серно-
кислого алюминия марки БМ-йз=0,69); kt—коэффициент, учиты-
вающий изменение веса при переходе солей в гидроокись (для сер-
нокислого алюминия /г4=0,46); Q — количество воды, поступающей
в осветлитель, в м3/ч-, /=6 ч — продолжительность уплотнения
осадка при осветлении; р — средняя концентрация осадка в уплот-
нителе в %' (при содержании механических примесей в воде до
200 мг/л р = 1,6%); уос = 1,02 т/м3— объемный вес уплотненного
осадка.
Полезный объем шламоуплотнителя состоит из цилиндрической
части высотой h = 2 м и конической части с углом конусности а=
=45° и высотой, равной—^- (Рш— диаметр шламоуплотнителя).
Поэтому можно написать следующее равенство:
к&к л,,, / £>?„ D3 \
= + 4.3-2 + (VIL32>
Решая это уравнение методом пробных подстановок, можно
найти драметр шламоуплотнителя, а по диаметру — площадь се-
чения Рш.
8*
115
Общий диаметр осветлителя (вместе со шламоуплотнителем) будет
равен
(VH.33)
Общая высота осветлителя 4 м, из которых 2 м — высота слоя
взвешенного осадка и 2 м — высота слоя осветленной воды.
Для окончательной очистки вода из осветлителей поступает
в напорные фильтры. Стандартный диаметр этих фильтров 3066 мм,
полезная площадь фильтрации 7,1 мг, расчетная скорость при
нормальном режиме v=6 м/ч.
Общая площадь фильтрации
= м"- (V1L34)
Количество необходимых фильтров
„^+1, (V1I.35)
из них один фильтр запасной на случай промывки и ремонта ра-
бочих фильтров. При применении двухсторонних фильтров кон-
струкции АКХ количество их уменьшается в 2 раза.
Расход воды на фильтры составит
</ = -§- (VIL36)
По расходу воды выбирают тип и количество центробежных
насосов (с учетом одного запасного).
VIII. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
СКВАЖИН
1. Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва
пласта [29, 37]
Давление разрыва пласта
Лазр == А. г - Ал + ар ат, (VIII.1)
_ Нуа
где рв.г=—
вертикальное горное давление в ат (Н — глу-
бина скважины в м; уп=2,5 — относительный средний удельный
вес горных пород); рал — пластовое давление в ат; <тр — давление
расслоения пород в ат (можно принять ар —15 ат).
Приближенно давление разрыва на забое скважины можно
найти по эмпирической формуле
, Аазр=^-ЙТ, (VI1I.2)
где коэффициент k — 1,5-j-2,0.
116
Для выяснения возможности проведения разрыва пласта че-
рез эксплуатационную колонну определяют допустимое давление
на устье скважины ру.
Допустимое (внутреннее) давление на устье скважины по фор-
муле Ламэ будет
b2 + + ^пл + То 10” аТ' (VIII.3)
где DH — наружный диаметр труб эксплуатационной колонны
в см; DB — внутренний диаметр этой колонны в см; отек — предел
текучести для принятой группы прочности (марки) стали труб
в кг! см2; К, — коэффициент запаса прочности (обычно принимают
K=l,5); L — длина эксплуатационной колонны в м; h. — потери
напора на трение при движении жидкости в эксплуатационной ко-
лонне в м ст. жидк. (определяются по табл. 17); у — относитель-
ный удельный вес жидкости разрыва.
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от проч-
ности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия
будет
Т’стр
—г----G
(VIII.4>
4
где Рстр — страгивающая нагрузка для обсадных труб принятой
группы прочности (марки) стали в Т; G — натяжение при посадке
эксплуатационной колонны в Т.
Из двух найденных значений ру принимается меньшее. При
этом устьевом давлении определяют забойное давление:
Лаб=Л+дТ--ЙГ- (VIII.5)-
Это давление не будет равно потребному забойному давлению,,
найденному выше по формуле рра3р (последнее обычно меньше).
Исходя из этого значения р3аб, определяют ожидаемое давление
на устье скважины:
Л = Аа6-д£- + 4г ат- (V11L6>
Если это давление будет ниже, чем допустимое давление для
труб принятой группы прочности стали с учетом толщины стенки,
то гидравлический разрыв следует проводить непосредственно че-
рез эксплуатационную колонну.
Оптимальная концентрация песка может быть определена на
основании скорости падения зерен песка в принятой жидкости-
песконосителе по эмпирической формуле
117
а
Потери напора в трубах для скважин глубиной 1750 м в м ст. жидк.
где /Сп — концентрация песка в кг/м3-, v—скорость падения зерен
песка диаметром 0,8 мм в м/ч, которая в зависимости от вязкости
жидкости определяется по графику рис. 44.
Объем жидкости-пескрносителя должен быть
14. п=-^- м\ (VIII.8)
Ап
где Gn — весовое количество закачиваемого при гидроразрыве
песка в т (принимается 8—10 т и более).
Но объем этой жидкости не
лонны, по которой ведется за-
качка.
Объем продавочной жидко-
сти должен быть на 30% боль-
ше, чем объем колонны; при
этом избыточный объем жидко-
сти необходимо закачивать в
скважину при сниженном да-
влении.
Общая продолжительность
процесса гидроразрыва
, Ур+У». П + У Пр
t — --------------- суток,
(VIII.9)
Q
где Vp — объем жидкости раз-
рыва в лс3; 1/ж, п — объем жид-
кости-песконосителя в м3;
У пр — объем продавочной жид-
кости в м3; Q — средний расход
рабочей жидкости в м31сутки.
Радиус горизонтальной тре-
должен превышать емкости ко-
С нароста падения зерен песка,н/ч
щины приближенно может
быть определен по эмпириче-
ской формуле1
Рис. 44. Зависимость скорости падения
зерен песка от вязкости жидкости.
(VIII.10)
где С — коэффициент, зависящий от горного давления и характери-
стики горных пород, который для скважин глубиной 600 м равен
0,025, а для скважин глубиной 3000 м равен 0,0173; q— расход
жидкости разрыва в л/сек.-, ц — вязкость жидкости разрыва в спз;
tv — время закачки жидкости разрыва в мин; kn, 3 — проницаемость
породы призабойной зоны в д.
1 Ю. П. Желтов. Гидравлический разрыв пласта. Гостоптехиздат, 1957.
119
118
Проницаемость породы призабойной зоны может быть опреде-
лена из формулы Дюпюи:
,(VnL11)
где Q — дебит скважины перед гидроразрывом в т!сутки\ Ь — объ-
емный коэффициент; RK — радиус действия скваЖИНы в м\ гс —
радиус забоя скважины в м; h — эффективная мощность пласта
в м; Др = рпл — Рзаб — Депрессия на забое скважины в ат.
Проницаемость горизонтальной трещины ориентировочно опре-
деляется по формуле
(VIII.12)
(VIII.13)
(VIII.14)
Где (о — ширина трещины в см.
Тогда проницаемость призабойной зоны будет
t ________________________ knjih j
П. 3 fl _|_ щ >
а проницаемость всей дренажной системы
, , . Rk
«ПЛ«П. 3*2 г
ь _______________—_____
,1Д. С £> г ’
гт гс
где о — ширина трещины в м (в последних двух формулах); /гПл —
проницаемость пласта в д; гт — радиус трещины в м.
Так как потери напора в трещинах ничтожно малы, то макси-
мальный дебит скважины после гидроразрыва может быть предва-
рительно определен по формуле
Q = т/сутки. (VIII.15)
^ig-75-
Г т
Потребное количество насосных агрегатов
л = (VIII.16)
члг
Ожидаемый от гидроразрыва эффект может быть предвари-
тельно определен по приближенной формуле Г. К. Максимовича:
1g—
= —(VII1.17)
lg-Л-
Г т
2. Определение расчетных показателей солянокислотной
обработки [16]
Количество концентрированной 27,5 %-ной соляной кислоты и
воды, необходимых для приготовления солянокислотного раствора
потребной концентрации, можно найти из табл. 18.
120
Таблица 18
Объем разведенной кислоты, м3 Концентрация разведенной кислоты, %
8 9 10 11 12 13 14
1 3101 360 390 430 470 510 550
6,73 0,69 0,66 0,62 0,59 0,55 0,52
2 660 700 780 860 940 1020 1100
1,46 1,39 1,32 1,24 1,17 1,11 1,04
3 920 1040 1170 1290 1410 1530 1650
2,19 2,08 1,98 1,87 1,76 1,65 1,56
4 1230 1390 1560 1720 1880 2040 2200
2,92 2,78 2,64 2,49 2,34 2,21 2,Й8
5 1630 1740 1940 2150 2360 2570 2780
3,65 3,47 3,30 3,11 2,98 2,75 2,57
6 1840 2090 2330 2580 2830 3080 3320
4,38 4,17 3,96 3,73 3,52 3,31 3,40
7 2150 2440 2720 3000 3300 3600 3900
5,12 4,86 4,62 4,36 4,11 3,86 3,58
8 2460 2780 3110 3440 3770 4080 4400
5,84 5,56 5,28 4,98 4,68 4,42 4,16
9 2760 3140 3500 3870 4240 4610 4980
6,57 6,25 5,94 5,60 5,28 4,96 4,65
10 3080 3480 3890 4300 4720 5140 5560
7,30 6,95 6,60 6,27 5,87 5,50 5,14
1 В числителе указано количество концентрированной количество воды в м3. кислоты в кг, а в знаменателе —
Количество концентрированной соляной кислоты для соля-
нокислотного раствора, содержащего НС1>5,15%, определяется
формулой
= м*> (VIII.18>
где А и Б — числовые коэффициенты, которые находятся по
табл. 19; W — объем кислотного раствора в м3.
Потребное количество уникода (ингибитора)
где b — добавка уникода к соляной кислоте в %; добавка уникода,
марки У-2 принимается равной 5%, марки М-Н 1% и марка
У-К 0,3%.
121
Таблица 19
Z, X S, А Z, X Б, А
5,15-12,19 214 29,95—31,52 227,5
13,19—18,11 218 32,10—33,40 229,5
19,06—24,78 221,5 34,42—37,22 232
25,75—29,57 226
Примечания; х — концентрация солянокислотного раствора в %; г — концентрация
товарной кислоты в %.
Величины A, W и х имеют указанные выше значения.
Необходимое количество уксусной кислоты для стабилизации
солей железа
„ 1000W опч
Qy. к = —с—- л‘ (VIII.20)
где С — концентрация товарной уксусной кислоты (обычно 80%);
W — объем солянокислотного раствора в м3; b — % добавки уксус-
ной кислоты к объему раствора, равный f+0,8 (f — содержание
РегОз в растворе кислоты в %).
Количество плавиковой кислоты для растворения содержа-
щихся в породе кремнистых соединений (силикатов и цементной
корки) и стабилизации образующегося при этом геля кремневой
кислоты
Qn.K = J22^ л, (VIII.21)
где b — добавка плавиковой кислоты к объему солянокислотного
раствора в % (З-г-6%); т — концентрация товарной плавиковой
кислоты в % (обычно m=60%HF).
Количество хлористого бария для стабилизации гипса, который
образуется после реакции серной кислоты, содержащейся в товар-
ной соляной кислоте, с углекислым кальцием
Qx. 6 = 21,ЗГ^-0,02) кг, (VII1.22)
где а — содержание SO3 в товарной соляной кислоте в %.
Количество интенсификатора (нейтрализованный черный кон-
такт, пихтовое масло, креозот, советский детергент и др.) прини-
мается как определенный процент от объема солянокислотного рас-
твора W.
Уточненное количество воды с учетом всех добавляемых реа-
гентов будет
W - WK - 2 Q м3> (VIII.23)
где W—объем солянокислотного раствора в м3; №к — объем кон-
центрированной соляной кислоты в м3; SQ — суммарный объем
122
всех добавок (ингибиторы, стабилизаторы и интенсификаторы)
в м3.
Если полученная концентрация приготовленного солянокислот-
ного раствора окажется выше заданной, то необходимое коли-
чество добавляемой воды определится по формуле
_ (52-В)Ж
Ув— 6—1
М‘,
(VIII.24)
а если полученная концентрация окажется ниже заданной, то по-
требуется добавить следующее количество соляной кислоты:
(5— 8.)1F ч
<7К= —------т— м .
*7К -у - »
(VIII.25)
где 61 и 6г —удельный вес приготовленного раствора соответ-
ственно пониженной и повышенной концентрации; у — удельный
вес концентрированной соляной кислоты; б — удельный вес рас-
твора заданной концентрации.
3. Определение расчетных показателей термокислотной обработки
забоя скважин
Принимая в качестве химического реагента металлический маг-
ний, найдем необходимое количество магния QM для повышения
температуры солянокислотного раствора на (г!к— ts) °C:
кг, (VIIL26)
где W — объем солянокислотного раствора в м3; tK — конечная тем-
пература нагрева раствора в °C; /н — начальная температура
4520
раствора в °C; 6,03= - -----численный коэффициент
1000 • 0,75
(4520 ккал — количество тепла, выделяемого 1 кг металлического
магния; 0,75 — теплоемкость водного раствора хлористого магния
в ккал[кг °C; 1000 — перевод размерности).
Количество магния, необходимое для полной нейтрализации
W м3 кислотного раствора:
кг> (VIII.27)
где А — коэффициент, который определяется по табл. 19; х— кон-
центрация солянокислотного раствора в %.
Из этой же формулы может быть определен процент уменьше-
ния концентрации кислотного раствора за счет нейтрализации его
растворяющимся магнием:
AQ„
З.ЗЗЛНХ + Q,
(VIII.28)
123
Этой формулой можно пользоваться для определения процента
концентрации кислотного раствора при термохимическом подогреве
забоя скважины. При этом значение QM предварительно опреде-
ляется по приведенной выше формуле в зависимости от принятого
перепада температур (/к — /н)-
Потребное количество магния для снижения концентрации ки-
слотного раствора в заданных пределах будет
qm = З.ЗЗГ (-----------кг, (VIII.29)
\ Л1 —Xi ^2 — -*2 ]
где Л1 и Аг — числовые коэффициенты (определяются по табл. 19);
Xi и Хг — начальная и остаточная концентрация кислотного рас-
твора в %•
Задаваясь остаточной концентрацией кислотного раствора хг,
можно определить начальную концентрацию его xi, необходимую
для проведения первой термохимической фазы обработки забоя
скважины:
<VIIL30>
где постоянную В находят из выражения
(viiL3i>
o,oC>VV ?12—-*2
при этом количество магния QM определяют предварительно в за-
висимости от заданного перепада температуры.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты 1ГК,
содержащей 27,5% НС1, которое необходимо для приготовления
Wt [м3] кислоты концентрации Xi и Wz [м3] кислоты концентрации
х2, определяется формулой
= + М3’ (VIII.32)
где а.1 и аг — переводные коэффициенты, которые получают из
табл. 20.
Таблица 20
Концентрация разбавленной кислоты, % Значения коэффициента а
Концентрация товарной кислоты, %
31 30 29 28 27 26 25
6 4,325 4,160 4,000 3,847 3,690 3,537 3,392
9 3,820 3,680 3,540 3,400 3,260 3,130 3,000
10 3,420 3,295 3,173 3,047 2,920 2,800 2,686
11 3,100 2,980 2,870 2,755 2,645 2,535 2,430
12 2,825 2,720 2,615 2,514 2,412 2,310 2,217
13 2; 600 2,500 2,408 2,312 2,217 2,125 2,038
14 2,400 2,310 2,227 2,135 2,048 1,964 1,883
15 2,230 2,145 2,067 1,983 1,903 1,824 1,750
124
Для термохимической обработки в качестве ингибитора необхо-
димо применять формалин, так как уникол тормозит реакцию маг-
ния с соляной Кислотой. Количество потребного формалина опре-
деляется по формуле
„ IKXXhW лппооч
Q* (440 + у) у кг> (VIII.33)
где у — 40%-ная концентрация формалина (содержание в воде
формальдегида).
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) при кис-
лотных обработках способствует более равномерному распределе-
нию кислотного раствора по микротрещинам, препятствует выпа-
дению продуктов реакции и облегчает удаление из пласта отреаги-
ровавшего кислотного раствора. Кроме того, ПАВ способствуют
значительному снижению скорости реакции соляной кислоты с по-
родой и увеличению радиуса обработки.
Необходимая длина реакционного наконечника
/ = м, (VIII.34)
о
где G — общее весовое количество прутков магния в кг\ g=VyM —
вес одной пачки прутков магния в кг [V — объем одной пачки
прутков из 3 штук в дм3 (кубических дециметрах)]; ум=1,77 —
относительный удельный вес металлического магния.
IX. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
1. Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок
Этот расчет состоит в определении продолжительности про-
мывки, потерь напора, давления на выкиде промывочного насоса,
затрачиваемой мощности.
При промывке скорость восходящего потока жидкости должна
быть больше скорости свободного падения наиболее крупных ча-
стиц песка в этой жидкости.
Скорость подъема размытого песка
Ч7п=-Пв-1», (IX.1)
где vn — скорость подъема песчинок; ав— скорость восходящего
потока жидкости; со— скорость падения наиболее крупных частиц
в жидкости.
Значения vB и w берутся из табл. 22, 23 и’25.
Время t, необходимое для подъема размытой песчаной пробки
на поверхность с глубины Н, будет
(1Х.2)
vn
125
Допускаемые глубины промывки определяются в зависимости
от величины давления на выкиде промывочного насоса, которое
должно быть достаточным для преодоления всех гидравлических
сопротивлений, возникающих при прохождении промывочной
жидкости в стволе скважины.
Общее гидравлическое сопротивление как при прямой, так и
при обратной промывке складывается из следующих величин:
^общ = ^1 + ^2 + А3 + ^4 > (IX.3)
где hi — сопротивление при движении нисходящего потока
жидкости; hi — сопротивление при движении восходящего потока
жидкости; h3—потеря напора для уравновешивания разности
удельных весов жидкости в трубах и в затрубном пространстве;
й4— потери напора в вертлюге и шланге.
Все величины сопротивлений даются в метрах столба промы-
вочной жидкости и определяются по приведенным ниже формулам
и табл. 24 и 26.
Прямая промывка водой. Гидравлическое сопротивление при
движении жидкости внутри промывочных труб
м вод. ст., (IX.4)
1 dB 2g
где к-—коэффициент гидравлического сопротивления (опреде-
ляется по табл. 21); Н — глубина скважины в м\ dB— внутренний
диаметр промывочных труб вм; vH — скорость нисходящего потока
жидкости в зависимости от расхода ее и диаметра труб (опреде-
ляется по табл. 22); g —ускорение силы тяжести в м!сек2.
Таблица 21
Коэффициент гидравлического сопротивления X для воды
Диаметр труб, мм 48 60 73 89 114
Значение к 0,04 0,037 0,035 0,034 0,032
Гидравлическое сопротивление при движении смеси с песком в кольцевом пространстве скважины 2 И * D_da • 2; * мд- ст., ЖИДКОСТИ (IX.5)
где ф—1,14-1,2 — коэффициент, учитывающий повышение гидра-
влического сопротивления от содержания песка в жидкости; А —
коэффициент гидравлического сопротивления при движении воды
в кольцевом пространстве (определяется по диаметру труб, экви-
валентному разности диаметров D и 4); D —диаметр эксплуата-
ционной колонны в м\ dB— наружный диаметр промывочных труб
126
Таблица 22
Скорость движения жидкости в промывочных трубах
в см/сек [19]
Расход ЖИДКОСТИ, л!сек Диаметр труб, мм
60 73 89 114
1 49,5 33,1 22,0 12,6
2 99,0 66,2 44,0 25,2
3 148,5 99,3 66,0 37,8
4 198,0 132,4 88,0 50,4
5 247,5 165,5 110,0 66,0
6 297,0 198,6 132,0 75,6
7 346,5 231,7 154,0 88,2
8 396,0 264,8 176,0 100,8
10 495,0 331,0 220,0 126,0
15 742,6 496,6 330,0 189,0
в м\ иБ— скорость восходящего потока жидкости в кольцевом про-
странстве (определяется по табл. 23),
Гидравлическое сопротивление в шланге и вертлюге hi нахо-
дится по опытным данным (табл. 26).
Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии h5 от
насоса до шланга определяется аналогично сопротивлению в про-
мывочных трубах (при коротких линиях эта величина небольшая).
Давление на выкиде насоса зависит от суммы гидравлических
сопротивлений:
„ __ Ь-общ _. Л] + + Л3 + /?4 + ,|V „ч
Ра— "jo --------------fO---------- О-Т- (lA.DJ
Давление на забой скважины
Аа6- (- + -^ A^ b- ат. (IX.7)
Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки:
(1Х 8)
75/]а ' '
где Q — производительность насоса в л/сек-, т]а — общий механиче-
ский к. п. д. промывочного агрегата.
Использование максимальной мощности промывочного агре-
гата
^=4^ °/о- <1Х-9)
^’макс
Обратная промывка водой. Гидравлическое сопротивление при
движении жидкости в затрубном пространстве
w
. hx = h • м вод. ст. (IX.10)
£/ uH Zg
127
Й
св
EJ
ВС
Ч
Ю
W
Н
05
ч
£
s
£
«9
8
CU
С
I
§
§
а:
аа
Е
8
§
X
й
X
X
X
0J
к
X
X
Bt
й
О
Ж
219 HI 4,5 е оГ 13,5 i 18,0 1Q я 27,0 31,5 36,0 45,0 67,5
8 3,8 «3 ’ И,4 СЧ icT 19,0 22,8 26,6 30,4 38,0 57,0
М 3,5 о 10,5 о S 17,5 21,0 24,5 28,0 35,0 52,5
8 t‘€ 00 СО . Ю,2 13,6 17,0 20,4 23,8 1 27,2 ! О 3 J 51,0
114 СО ю 21,8 29,2 36,5 43,5 50,8 58,0 73,0 109,5
ч ч а з; э-компрессорных труб, мм О) 00 5,6 11,2 16,8 f 22,4 28,0 33,7 39,2 44,8 О 8 84,0
X о ч о со 5,0 О o' 0‘Sl 20,0 25,0 О 3 35,0 1 40,0 1 50,0 75,0
к X 'к Si п н еи 8 4,76 9,4 I 14,3 18,9 23,6 28,4 33,0 37,8 47,2 70,7
Ч 5 S & К ё и я X ст> 00 8,72 17,5 26,2 1 1 34,9 1 43,6 52,3 61,1 8*69 87,2 131,0
<У S к 168 1» Я я S Ч 7,4 14,8 22,2 ? 29,6 37,0 44,5 51,8 59,2 О О т-Ч
8 6,75 13,5 i 20,2 1 О 04 33,8 40,5 47,3 54,0 67,5 101,0
СО Н,5 23,0 34,5 46,0 57,5 i 69,0 80,5 92,0 115,0 172,5
8 О ; 20 §5 1 40 50 О CO 70 S 100 091
СО 26,6 53,2 79,8 106,4 133,0 159,6 186,2 212,8 266,0 399,0
8 19,7 ! 39,4 59,0 00 oo 98,4 118,0 137,8 157,6 197,0 295,0
Расход жидкости, л Ice к О) CO to CO 00 О tO Г-4
Таблица 24
Значения потерь напора h$ для уравнонешиваняя разности удельных весов
жидкости в трубах и затрубном пространстве в м вод. ст.
Диаметр эксплуата- циоиной колоииы ^иар’ мм Диаметр Промывочных Труб йусл, jkjk
прямая промывка обратная промывка
60 73 89 114 60 73 89 114
114 19 25 47 32
141 15 18 21 — 76 51 35 ___
168 14 16 19 27 105 70 47 27
194 13 15 16 21 145 96 64 36
219 — 14 15 18 —‘ 129 86 50
Таблица 25
Критическая скорость падения песчинок « 1
Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного падения, см!сек Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного падения, см! сек Максималь- ный размер зерен, мм Скорость свободного* падения, см! сек
0,01 0,01 0,23 2,80 1,00 9,5
0,03 0,07 0,25 3,00 1,20 11,02
0,05 0,19 0,30 3,50 1,40 12,54
0,07 0,36 0,35 3,97 1,60 14,0
0,09 0,60 0,40 4,44 1,80 14,9
0,11 0,90 0,45 4,9 2,00 15,7
0,13 1,26 0,50 5,35 2,20 16,5
0,15 1,67 0,60 6,25 2,40 17^2
0,17 2,14 0,70 7,07 2,60 п;э
0,19 2,39 0,80 7,89 2,80 18,6
0,21 2,60 0,90 8,7 3,00 19,2
1 Материалы к нормированию работ по прямой и обратной промывке скважии ГОНТИ
1939.
Таблица 26
Расход воды, л!сек Потери напора, м вод. ст. Расход воды, л/сек Потери напора, м вод. ст.
3 4 7 22
4 8 8 29
5 12 9 36
6 17 10 43
9 Заказ № 126 129
128
Гидравлическое сопротивление при движении смеси жидкости
с песком внутри насосно-компрессорных труб
г,
— м в°д- ст- (IX.11)
Потери напора на уравновешивание разности удельных весов
жидкости в насосно-компрессорных трубах и в затрубном rtpo-
странстве определяются по табл. 24.
Гидравлическое сопротивление в шланге и вертлюге при обрат-
ной промывке обычно отсутствует.
Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии h« бу-
дет то же, что и при прямой промывке.
Дальнейшие расчеты (давления на выкиде насоса, давления на
забой скважины, необходимой мощности, процента использования
максимальной мощности, скорости и продолжительности подъема
размытого песка) ведутся так же, как и для прямой промывки.
Гидравлический расчет промывки песчаных пробок нефтью ана-
логичен расчету промывки пробок водой, но вследствие более вы-
сокой вязкости нефти улучшаются показатели промывки — тре-
буется меньше времени и получается более высокое использование
мощности промывочного агрегата.
Для промывки песчаных пробок применяются промывочные
агрегаты ПА8-80 и Азинмаш-32, эксплуатационные характери-
стики которых приведены в табл. 27 и 28.
Таблица 27
Техническая характеристика агрегата ПА8-80
Скорости Число оборо- тов вала трак- тора в минуту Число двой- ных хЬдов поршня насоса в минуту Производитель- ность насоса (прн коэффициен- те наполнения 0,8), л(сек Давление на выкнде насо- са, am
I 36 4,6 80
II 850 50 6,5 58
III 99 12,8 30
Таблица 28
Техническая характеристика агрегата Азинмаш-32
Скорости Число двой- ных ходов в минуту Производитель- ность насоса (при коэффициен- те наполнения 0,8), л!сек Давленые иа выкиде насо- са, ат
I 40,8 3,58 160,0
II 64,5 5,56 101,5
III 106,0 9,15 61,6
IV 164,0 14,20 39,8
130
2. Расчет промывки песчаных пробок струйным насосом
Размывающая сила струи жидкости при работе промывочного
агрегата будет
Р=2,04-^- кГ(см2, (IX.12)
где Q — производительность агрегата (находится из эксплуата-
ционной характеристики агрегата в зависимости от скорости)
в л]сек; f — суммарная площадь поперечного сечения сопел в см2;
F — площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны
в см2.
При диаметре сопла 6=4 мм и числе сопел и=3 площадь f =
=0,38 см2. Тогда для различных диаметров эксплуатационных ко-
лонн формула (IX. 12) приобретет следующий вид:
для колонны DH=141 мм
P=0,044Q2 кГ1см2-, (IX. 13)
для колонны DH = 168 мм
P = 0,03Q2 кГ1см2- (IX. 14)
для колонны DH=219 мм
P = 0,0104Q2 кГ1см2. (IX.15)
При работе промывочного агрегата размывающая сила состав-
ляет 0,654-5,0 кГ/см2, что обеспечивает высокую интенсивность
размыва песка при любой плотности пробки.
Время, затрачиваемое на промывку 1 м песчаной пробки, опре-
деляется по формуле [40]
1000И , №^ + '-...<>+«('+4)
6OAQn + I + (!+£/)/(?»
(IX.16)
,, nD2h , , . л
где V=---------объем песчаной пробки (пористостью пробки
пренебрегаем, что увеличивает затраты времени) в л3; Л —
мощность песчаной пробки в м; Qn=~^—количество песка
в жидкости, отбираемое струйным насосом (при средней концент-
рации песка в жидкости 1:5); — количество жидкости, отби-
раемое из скважины струйным насосом (минимальное Q®=
=0,75 л/сек), в л/сек; tp=3 мин — время размыва пробки мощ-
ностью 7 м; 1=7 м — средняя длина одной промывочной трубы;
4ВТ — площадь сечения центральной колонны сдвоенных промы-
вочных труб 60X48 мм в см2; FK03I — площадь сечения кольцевого
пространства между колоннами сдвоенных труб в см2; Н — глу--
F
бина скважины в м; £/=(0,125 —--------0,05) — относительный
131
9*
расход струйного насоса; Л,—-площадь камеры смешения в см2-,
f — площадь поперечного сечения сопла в ел2; —г—=1,93 — основ-
ной геометрический параметр.
В случае промывки жидкой пробки второй член этой формулы
. tp.
(-у-) выпадает.
При увеличении производительности струйного насоса (отбора
жидкости из скважины) в 3 раза (с 0,75 до 2,25 л/сек) время про-
мывки песчаной пробки сокращается в 2,18 раза, а при уменьше-
нии основного геометрического фактора в 2 раза (при одном и том
же отборе жидкости) время промывки пробки снижается в 1,28
раза.
Таким образом, уменьшение затрат времени на чистку песча-
ной пробки струйным насосом возможно путем увеличения отбора
жидкости из скважины и путем снижения величины основного гео-
метрического параметра струйного насоса.
В первом случае ограничивающим фактором при принятом диа-
метре промывочных труб является величина рабочего давления на
выкиде промывочного насоса, а во втором случае — большие рас-
ходы рабочей жидкости и связанный с этим рост рабочего да-
вления на выкиде насоса вследствие увеличения гидравлического
сопротивления.
Отсюда ясно, что для улучшения эксплуатационных показате-
лей работы струйных насосов необходимо, применять более мощ-
ные промывочные агрегаты Азиимаш-32.
Выигрыш во времени при промывке пробки струйным насосом
в сравнении с чисткой пробки желонкой за год составит1
Ы = Т
\ П\ + tu + tx
_______(ст________
П2 + tn + <ст
суток,
(IX.17)
где Т — число календарных дней в году; — время, затрачивае-
мое на чистку пробки желонкой, в днях; /н— время иа смену глу-
бинного иасоса в днях; /7f — межремонтный период между чист-
ками пробки желонкой в днях; П2 — межремонтный период между
промывками пробки струйным насосом в днях; ?ст —время, затра-
чиваемое на промывку пробки струйным насосом, в днях.
3. Расчет чистки песчаной пробки гидробуром
Эффективная мощность двигателя
дг____________________ Pv РРп
75т|общ 1433т|общ ’
(1Х.18)
1 А. А. Богданов, 3. С. Помазков а. Струйные аппараты для промывки
песчаных пробок в скважинах. Гостоптехиздат, 1960.
132 ’
где Р— натяжение ходового конца каната в /сГ; п= ——----ско-
60
рость навивки каната на барабан в м)сек; т]общ — общий механи-
ческий к. п. д. передачи от двигателя до лебёдки; D —диаметр
иавивки каната на барабан в м; п — число оборотов барабана ле-
бедки в минуту.
Широко применяемый иа промыслах тракторный подъемник
ЛТПКМ имеет следующую характеристику (табл. 29).
Таблица 29
Скорость подъ- емника ЛТПКМ Скорость враще- ния барабана, об!мин Тяговое усилие (при 4 рядах на- мотки), кГ Средняя скорость намотки каната (при 4 рядах), м!сек
I 34 6930 0,74
II 54 4360 1,18
III 107 2200 2,34
IV 170 1390 3,72
Спуск и подъем гидробура производятся напрямую (без тале-
вой оснастки), а потому натяжение каната Р будет равно весу
поднимаемого груза Q, а скорость навивки каната будет равна
скорости подъема гидробура.
Вес груза равен
Q = qL + G кГ, (IX.19)
где <7 = 0,81 кг — вес 1 м стального каната диаметром 15,5 мм;
L — средняя глубина спуска гидробура в м; 6 = 61+62— вес гид-
робура с песком в кг; 61— вес гидробура в кг; б2 = Ужуп+УнУж—
вес песка и жидкости в гидробуре в кг (V» — рабочий объем
желонки в л, уп и у®— удельный вес песка и жидкости, Ун—объем
жидкости в цилиндре насоса).
Максимальный (при поднятом гидробуре) и минимальный (при
спущенном на забой гидробуре) диаметры иавивки каната на ба-
рабан лебедки находятся между собой в следующей зависимости:
^мин= ]/ £>макс - 40—?- см’ (IX.20)
где Рмакс — в см; d — диаметр каната в см; Н — глубина скважины
в м; В —ширина барабана (длина бочки) в см.
Число оборотов барабана лебедки п может быть найдено из
формулы мощности:
п==Н332Уг|обш_ , (1X 21)
* *Aihh
где IVноминальная мощность двигателя в л. с.
133
Средняя скорость спуска и подъема гидробура
Д(£>мак2с.^о£>ми1,)п м\сек, (IX.22)
где п — число оборотов барабана (берется из табл. 29 в зависи-
мости от скорости подъемника).
Время на спуск гидробура
/ =—L- мин; (IX.23)
6(tocp ' '
время на подъем гидробура
£,=—4г- мин, (IX.24)
60vcp v 7
где и' и исР'—соответственно скорости спуска и подъема гидро-
бура.
Продолжительность одного полного рейса гидробура
^, = ^1 + ^2 MllH- (IX.25)
Для очистки песчаной пробки мощностью h потребуется рейсов
гидробура
где D — диаметр эксплуатационной колонны в дм; h — мощность
пробки в дм; Vm — рабочий объем желонки в л (дм3).
Общая затрата времени на чистку всей пробки
T = tpnp мин. (IX.27)
4. Расчет чистки песчаной пробки водо-воздушной смесью 1
При чистке песчаных пробок водо-воздушной смесью уменьшаются
вследствие аэрации забойное давление и объем жидкости, уходящей в пласт.
Для контроля за поглощением жидкости (воды) требуется определить давле-
ние у башмака промывочных труб, которое будет равно забойному давлению при
спуске труб до верхних отверстий фильтра.
Для этого надо знать диаметр эксплуатационной колонны D; диаметр подъ-
емных труб d; длину подъемных труб L в м; расход воздуха q& в мг) сутки.
(в нормальных условиях); расход воды q в м31 сутки.
В целях ускорения и облегчения расчета составлена специальная номограмма
для определения давления у башмака подъемных труб. При построении этой
номограммы приняты удельный вес Жидкой фазы (воды) 1 Г! см3 и абсолютное
давление на выходе из кольцевого пространства скважины 1 ат.
Номограмма (рис. 45) построена следующим образом: на оси абсцисс справа
отложена длина подъемных труб L в м, а на оси ординат вниз — давление у баш-
мака труб в ат; в правой верхней части номограммы имеется ряд кривых линий,
1 Б. И. Алибеков, Н. Л. Гукасов, А. М. Пирвердяи, О. Б. Чуба-
нов. Номограмма к расчету водо-воздушной чистки песчаных пробок. АНХ,
№ 10, 1964.
134
чистке песчаной пробки водо-воздушной
смесью.
Рис. 46. График для определе-
ния Л в зависимости от расхода
воздуха и воды (<7, и q) при
колонне труб диаметром
• 168 x 73 мм.
Рис. 47. График для определения а
в зависимости от <?а и <7 при колонне
труб диаметром 168 X 73 мм.
выражающих значение., отношений -^5- ; в левой части номограммы имеются
вверху четыре прямые линии, соответствующие значениям Л=2, 40) 120 и 200 см,
а внизу —две прямые линии, соответствующие значениям <3=100 и 1000 Г 1см,2.
Величины Д и а для 168-л<л< эксплуатационной колонны и 73-лъи подъемных труб
определяются из дополнительных графиков (рис. 46 и 47) в зависимости от зна-
чений 9а и q. Для этого предиарительио находят величину отношения , а из
4 Я
графиков — Значения Д и а.
Для определения давления у башмака проводим нз точки L вертикаль вверх
До пересечения с кривой -За~ (точка А иа рис. 45); далее из этой точки прово-
дим горизонталь влево до найденного значения Д (в точке Б), затем — вертикаль
вниз до значения а (точка В) и, наконец, горизонталь вправо до пересечения
с осью ординат, где и находим давление у башмака подъемных труб рсаш.
При чистке песчаных пробок водо-воздушной смесью достигается
снижение забойного давления более чем на 60% Для улучшения
условий’.выноса песка на поверхность целесообразно добавлять
к водо-воздушной смеси поверхностно-активные вещества.
5. Расчет крепления призабойной зоны скважины цементным
и цементно-песчаным раствором [37]
Количество цементного раствора определяется объемом за-
крепляемой зоны V:
Va. р = 1/=0,785 (Z)2K - hm м\ (IX.28)
где DK — диаметр зоны крепления в м, зависящий от радиуса воз-
можного разрушения пород; величиной DK задаются, исходя из
характеристики обрабатываемой скважины, количества вынесен-
ного ранее песка и поглотительной способности скважины; DH —
наружный диаметр эксплуатационной колонны в м\ h — эффектив-
ная мощность пласта в м\ т — условная пористость закрепляемых
пород, зависящая от темпа поглощения воды при промывке сква-
жины и давления ее закачки. Принимают т = 1 при расходе по-
глощаемой воды 0,5 м31мин и отсутствии избыточного давления на
устье. При том же расходе воды и давлении до 20 ат берут т = 0,5.
Потребное количество сухого цемента
Qu-V^r, (IX.29)
где Кц — объем сухого цемента в м3; уц — относительный удельный
вес сухого цемента.
При водо-цементном факторе 0,5 можно написать следующее ра-
венство:
КхЬ + -^=4 = ^7ц. ₽ - (ТХ.30>
2
откуда Кцуц= — Куц. р, где уц. р — относительный удельный вес
О
цементного раствора.
135
Следовательно,
Q«-4yb-₽==0>67lW (ix.3i)
С учетом 10% на потери при цементировании потребуется су-
хого цемента
Qu = 0,67 УТц.₽ + 0,07 ^7ц.р = 0,74 УТц.р> (IX.32)
где уц. р находится по формуле
СХ.ЗЗ)
Количество воды для затворения цемента
QB=% (IX.34)
Количество воды для продавливания цементного раствора
в пласт
VB = 0,785[rf2Z+/)l(//-Z)] м3, (IX.35)
где cZ —диаметр насосно-компрессорных труб, в м; DB—-внутрен-
ний диаметр эксплуатационной колонны в м\ Н—-глубина сква-
жины в м; L •— глубина спуска насосно-компрессорных труб в м.
Общее количество потребной воды
Q = Qb+vb^. (IX.36)
Продолжительность процесса цементирования (закачки и про-
давливания цементного раствора в пласт)
2 (Кц.р +Кв) 1000
t =----------------мин,
(IX.37)
q 60
где q — производительность насосного агрегата в л/сек.
При обработке скважины цементно-песчаным раствором реко-
мендуется применять смесь цемента и песка в соотношении 1 : 3.
При водо-цементном и водо-песчаном факторах 0,5 потребное ко-
личество сухого цемента определяется по формуле
+ 3 Цпц +4^ = 6 Иц7и = 1/Ь. п , (IX.38)
откуда
^ulu g ^Тц.п
(уц.п — относительный удельный вес цементно-песчаной смеси).
137
Следовательно, в этом случае сухого цемента потребуется
Vb.n = 0(17VTu.n т, (IX.39)
где уц. п определяется по формуле
т =_________б-(ц-(п-(„_ ПХ40)
Процесс крепления призабойной зоны цементно-песчаным рас-
твором предусматривает предварительную закачку в насосно-
компрессорные трубы 0,5 м3 цементного раствора. Дополнительное
количество сухого цемента для приготовления этого раствора будет
(см. предыдущий расчет)
Qu =4 • О-буц. р = 0,33-[ц> р. (IX.41)
Общее количество потребного цемента
Q„ = (Qu+Qu) • М=(0,171/1ц.п + 0,331ц.р). 1,1 =
= 0,19и7ц.п + 0,36Тц.р (IX.42)
(коэффициент 1,1 учитывает 10% цемента на потери).
Необходимое количество песка
Qn=3Qu (IX.43)
Количество воды для затворения цементно-песчаного раствора
Qb=4L+4L т или мЭ- (IX.44)
Количество воды для продавливания цементно-песчаного рас-
твора
]/в = 0,785(/2А м3. (IX.45)
Общее количество потребной воды
Q = QB+VB^. (IX.46)
6. Расчет крепления призабойной зоны фенолформальдегидной
смолой [37]
При низкой забойной температуре (ниже 60° С) для затверде-
ния смолы требуется длительное время (до 30 суток), так как при
наличии в породе углекислого кальция он действует на смолу ней-
трализующе. Поэтому такие породы необходимо предварительно
обработать соляной кислотой. Для этого сначала закачивают
в зону крепления 15%-ный раствор соляной кислоты, а затем смолу
с добавкой к ней этого же раствора кислоты. После продавливания
нефтью смолы в пласт в скважину закачивают 20%-ную соляную
кислоту как катализатор затвердения смолы. При этих условиях
смола затвердевает в течение двух суток.
138
Количество 15%-ной соляной кислоты для растворения угле-
кислого кальция, содержащегося в породе, определяется по фор-
муле
(1Х-47)
где h — эффективная мощность пласта в м\ с — содержание угле-
кислого кальция в породе пласта в %; уп — относительный удель-
ный вес породы пласта.
Раствор соляной кислоты закачивают отдельными порциями
в 6—12 приемов через каждые 30—60 мин.
Остаток кислоты в трубах продавливают в пласт легкой нефтью
в объеме
Ун = 0,785 [d2Z, + L)] м3, (IX.48)
где d — диаметр насосно-компрессорных труб в м\ L — длина на-
сосно-компрессорных труб в ле; Дв — внутренний диаметр эксплуа-
тационной колонны в At; £ф— глубина нахождения нижних отвер-
стий фильтра в м.
Через 10—16 ч после закачки кислоты в скважину закачивают
смолу с добавкой к ней 15 %-ной соляной кислоты в количестве а =
= 30-т-50 л на 1 м3 смолы.
Количество смолы для обработки скважины
Ус = 0,785 (Dk - £>н) hrn м3, (IX .49)
где DK — внешний диаметр зоны крепления; Дн—наружный диа-
метр эксплуатационной колонны в лг, т — коэффициент пористо-
сти породы призабойной зоны (в долях единицы).
Количество 15%-ной соляной кислоты для добавки к смоле из
расчета а литров на 1 ж3
1/15 = W м3‘ (IX.50)
Количество нефти для продавливания смолы
]/н= 0,785 [б/2(Л-Лст) + £)2(Аф-Л)]. (IX.51)
20%-ный раствор НС1 закачивают в пласт в количестве, равном
двойному объему смолы:
V2o==2Vzc м3. (IX.52)
Кислоту продавливают в пласт водой отдельными порциями
в 3—4 приема через каждые 30 мин.
Для продавливания в пласт 20%-ной соляной кислоты потре-
буется такое же количество воды, как и нефти при продавливании
15%-ной соляной кислоты.
Общее количество необходимой товарной соляной кислоты будет
. Ок_ K + v;,У 1.075-15 + У,,. 1.1 .20 т (1Х 53)
139
где z — % содержания НС1 в товарной соляной кислоте (обычно
27%); 1,075 —относительный удельный вес 15%-Hoto раствора
соляной кислоты; 1,1 — то же 20%-ного раствора кислоты.
7. Расчет нагрузки на крюк, оснастки талевой системы
и рационального использования мощности подъемника
Максимальная величина груза на крюке определяется из фор-
мулы мощности N двигателя подъемника:
W = (1Х 54)
75/<п1обш v '
откуда
Q= 75М<п-%бщ ( (IX.55)
^макс
где Q — вес груза на крюке в кг; Дп — коэффициент допускаемой
кратковременной перегрузки двигателя (обычно Ка = 1,2); т]Общ—
общий механический к. п. д. подъемника и талевой системы; иМакс —
максимальная скорость подъема крюка в м/сек, которая равна
= ' (IX.56)
где п — число оборотов барабана лебедки в минуту (см. табл. 29);
k — число струн оснастки талевого каната; Омаке — максимальный
диаметр навивки каната на барабан лебедки (в конце подъема
очередного колена труб):
DMaKc-D0 + ^+l-865rf(/n-l), (IX.57)
где Do — диаметр барабана в мм-, d — диаметр талевого каната
в мм\ 1,865d — среднее увеличение диаметра барабана при навивке
одного рабочего ряда каната; т — число рядов навивки каната на
барабан (считая и первый ряд, постоянно находящийся на бара-
бане).
Значение т Для принятой оснастки талевого каната находят
путем сопоставления длины навиваемого на барабан каната с дли-
ной каната каждого ряда навивки.
Длина навиваемого на барабан каната в м
L — lk, (IX.58)
где I — длина поднимаемого колена труб в м.
Длина талевого каната в каждом ряду барабана лебедки будет
Lm = nDma и, (IX.59)
где Dm — диаметр навивки т-го ряда каната; а —число витков ка-
ната в каждом ряду.
140
Для Первого ряда
Z?j = Z)g d мм,\ (IX.60)
для последующих рядов
Dm^D0 + d4-l,865d(/n-1). (IX.61)
Число витков каната в каждом ряду
а = -|--8, (IX.62)
где В — рабочая длина барабана в мм', 6 — поправка на неплотную
навивку каната (принимается 6 = 1).
Число рядов навивкн каната т надо брать такое, при котором
В L/m-
Найдя т, определяют .Омаке, цМакс и вес груза на крюке Q.
Необходимое число струн оснастки талевого каната k можно
найти из общей формулы мощности двигателя, подставив в нее
, лОмаксИ
значение омакс=——---------:
60А
N
0лОмаксп
75/<п’1обЩ ' 60/?
откуда
Ол^максп
75 • бОЛГ/Сп’Иобщ
(IX.63)
(IX.64)
Число струн оснастки талевой системы может быть также опре-
делено по величине усилия, развиваемого подъемником на I ско-
рости:
*=тЯ-- (IX.65)
I 'т
где Q — вес груза на крюке в кг; Pi — тяговое усилие подъемника
на I скорости; т)т— к.п.д. талевой системы.
Рациональное использование мощности подъемника и ускоре-
ние процесса подъемных работ достигается правильной оснасткой
талевой системы и использованием всех скоростей подъемника.
Оснастка должна быть произведена так, чтобы при наибольшей
нагрузке на крюк работа могла быть выполнена при минимальном
числе струн талевого каната на самой низкой (первой) скорости
подъемника. Дальнейшее увеличение скорости подъема по мере
уменьшения веса поднимаемого груза производится путем переклю-
чения подъемника на высшие скорости и в отдельных случаях пу-
тем переоснастки талевого каната.
Расчёт рационального использования скоростей подъемника со-
стоит в определении длины и количества труб, которые могут быть
подняты на каждой скорости.
141
Так, четырехскоростным подъемником ЛТ11КМ можно поднять
труб:
на I скорости P.k* 1 'T Чт м, или Z-1 -у шт.;
на II скорости L'2 = Il *T Чт м, или Z-2 -у- шт.;
на III скорости Pi plllk\ qT м, или А, ~ шт.;
на IV скорости -
IV 't q-t м, или а4 -у- ШТ.,
где Pi, Рц, Рш и Pin- -тяговые усилия подъемника на соответ-
ствующих скоростях в кГ; <?т — вес 1 м поднимаемых труб с муф-
тами в кг\ I — средняя длина одной трубы в м; k и т)т имеют ука-
занные выше значения.
Для рационального использования всех скоростей подъемника
необходимо переходить на пониженные скорости подъема лишь
после достижения максимально допустимых нагрузок при более
высоких скоростях. Исходя из этого, подъем труб надо производить
следующим образом:
на I скорости
на II скорости
Z-2 — £3
- ( —- шт.;
на III скорости
- ЬД
——— шт.;
на IV скорости
£4
~Г Шт‘
X. СБОР И ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ
1. Расчет вертикальных гравитационных трапов [48]
Для отделения от нефти попутного газа широко применяются
вертикальные цилиндрические трапы гравитационного типа и ги-
дроциклонные сепараторы газа.
142
Диаметр вертикального гравитационного трапа зависит в основ-
ном от расхода газа и определяется из следующей формулы:
(ХЛ>
где F — площадь сечения трапа в см2; m=0,8 4-0,9 — коэффициент
использования площади трапа, который определяется опытным пу-
тем; Qt — расход газа, приведенный к давлению и температуре
в трапе;
QT = (Qr-aQH/>)-^- м3/сутки. (Х.2)
В этой формуле: Qr — количество газа, проходящего через трап
при нормальных условиях в м3/сутки; a — коэффициент растворимо-
сти газа в нефти в м3/м3-ат; QH — дебит нефти в м3/сутки; р — ра-
бочее давление в трапе в аг; ро— атмосферное давление в аг, Т —
абсолютная температура газа в трапе в °К; Го=293°К— абсолют-
ная нормальная температура; 2=0,84-09— коэффициент сжимае-
мости газа в трапах при давлении от 15 ат и выше (в трапах низ-
кого давления значение z приближается к единице).
Коэффициент кинематической вязкости газа, приведенный к ус-
ловиям в трапе, будет
vr = V-y- ’ у-^7' см2\сек, (Х.З)
где vo — коэффициент кинематической вязкости газа при нормаль-
ных условиях (для метана vo=O,145 см2/сек); с=210— темпера-
турная постоянная для газа.
Удельный вес газа, приведенный к условиям в трапе:
т,-ь <ХЛ)
где уо — удельный вес газа при нормальных условиях (для метана
уо=О,ОО1 г/см3); d — расчетный диаметр отделяющихся от газа ка-
пель нефти (обычно d=0,14-0,15 мм) в см; ун— удельный вес
нефти в условиях трапа (находится аналогично уг).
По площади трапа находят его диаметр:
D = Р 0,785 СМ'
Приближенно диаметр трапа можно определить по средней
скорости газа в зависимости от давления в трапе:
D = У"vcp • 0,785^86 4ООрГ0 М’
где Qr—суточный дебит газа, приведенный к нормальным усло-
виям (при давлении 1 ат и температуре 20°С) в м3; vcp— средняя
скороеть движения газа в трапе в м/сек; ро, р, То и Т имеют ука-
занные выше значения.
143
Допустимую среднюю скорость движения газа в трапе в зави-
симости от давления можно определить по графику (рис. 48).
Высота вертикального трапа обычно не превышает 4—5 диа-
метров его. Толщину стенки цилиндрической части (корпуса) трапа
в мм определяют по формуле
8к = -^-4-с> (К.7)
к 1°р] Т 1 к ’
а толщину днища по формуле
д 2 [Яр] <р
(Х.8)
Рис. 48. График допустимой
скорости движения потока газа
в трапах и гидроциклониых
сепараторах.
где р — избыточное давление в трапе
в аг; R— радиус цилиндрической час-
ти в см\ К—3,5— коэффициент запаса
прочности; [<Гр] — допускаемое напря-
жение на растяжение в кГ/см2 (для
стали ст. 3 [<Тр]=300 кГ/сл2); ф—ко-
эффициент прочности сварного шва,
который принимают равным 0,85 при
сварке стыковых швов с внутренней
стороны и 0,65 — без этой сварки; —
радиус сферы днища в см; с=0,04 см—
коэффициент запаса на коррозию ме-
талла.
2. Расчет гидроциклониых газосепараторов1
Для расчета примем трехсекционный гидроциклонный сепара-
тор ЗГСС-З-1400 (рис. 49), который состоит из трех одноточных
гндроциклонов и технологической емкости, разделенной сфериче-
скими перегородками на три самостоятельные секции и предста-
Рис. 49. Трехсекционный гидроциклонный сепаратор ЗГСС-З-1400.
1 А. И. Гужов, В. Г. Титов, В. И. Беленко. Результаты опытно-
промышленного испытания гидроциклониых сепараторов на промыслах Гроз-
нефти. Газовое дело, № 7, 1968.
144
аляющей собой горизонтальный гравитационный сепаратор. В верх-
ней части технологической емкости находится кассета, состоящая
из наклонных полок и Двух распределительных решеток. Решетка 1
способствует равномерному распределению rasa по всему сечению
аппарата; решетка 2 обеспечивает равномерный отвод газа из ап-
парата. Наклонные полки 3 и 5 служат для равномерного распре-
деления газа по всему сечению аппарата и для уменьшения цено-
образования, а полка 4 является Пеноотбойником.
Пропускная способность по газу одного гидроциклона
Qr = (Qnp - QM м^сутки, (Х.9)
где Qnp — приведенный объем нефтегазовой смеси, который может
пропустить одноточный гидроциклон, в м*1сутки‘, QH — количество
дегазированной жидкости, поступающей в одноточный гндроцик-
лон, в м3/сутки-, Ьв — объемный коэффициент нефти для условий
трапа; р и Т — давление и температура сепарации; ро и То — атмо-
сферное давление и температура воздуха; 2=0,84-0,9 — коэффи-
циент сжимаемости газа.
Суммарная пропускная способность по газу всех гндроциклО-
нов
2Qr = Qr«, (Х.10)
где п — число гидроциклонов.
Пропускная способность по газу технологической емкости
Q = 86 400Ft/cp-^ м31сутки, (Х.11)
где F — площадь газовой части сепаратора (находится по фронту
первой распределительной решетки); цср — средняя скорость дви-
жения потока газа в сепараторе (выбирается в зависимости от да-
вления по графику рис. 48).
Если расчет покажет, что пропускная способность по газу тех-
нологической емкости выше суммарной пропускной способности
всех гидроциклонов, то верхнюю часть технологической емкости
можно использовать для установки в ней дополнительных устройств
для осушки газа.
Пропускная способность одноточных гидроциклониых сепарато-
ров по жидкости
Q» =---------_ м31сутки, (Х.12)
(гф-г₽)^ + ь\
где Гф — потенциальный газовый фактор в м3)м3-, Гр — остаточный
газовый фактор (количество растворенного в нефти газа, которое
определяется по анализу проб нОфти, выходящей из сепаратора).
Размеры технологической емкости гидроциклонного сепаратора
зависят от его производительности по жидкости, величины газового
Ю Заказ № 126
145
фактора, диаметра гидроциклонов, времени «отстоя» нефти и нали-
чия пульсации нефтегазового потока.
Для гидроциклонов диаметром 200 мм рекомендуется техноло-
гическая емкость диаметром 1400 мм, а для гидроциклонов диа-
метром 250 ММ‘—емкость диаметром 1600 мм.
Время «отстоя» нефти, необходимое для удаления из нее газа,
зависит от нагрузки и высоты столба жидкости. Если нефть непе-
нящаяся, то достаточно время «отстоя» 1-4-3 мин, а для пенящейся
нефти 5-4-20 мин.
При совместном сборе и транспорте нефти и газа в условиях
отсутствия приспособлений для сглаживания пульсации и нерав-
номерности потока размеры гидроциклонного сепаратора по диа-
метру берутся больше.
Оптимальная скорость ввода нефте-газовой смеси в гидроци-
клон цоп=15-г30 м1сек.
Число гидроциклонов, включенных в работу, будет равно
п = , (Х.13)
86 400/7вхроп v ’
где Qnp = Фж(гф ~ гр)+ QhA ~ приведенный объем нефте-
газовой смеси; FBX=——------------поперечная площадь входа в м2.
86 400vCprt
При некоторых режимах (нагрузка, давление) для сохранения
оптимальной скорости ввода нефте-газовой смеси требуется изме-
нить входное сечение гидроциклона, что делается при помощи
сменных насадок, которые вставляются в тангенциальный ввод
гидроциклона.
3. Расчет отстойников [48]
Для вертикальных отстойников необходимая площадь опреде-
лится по формуле, аналогичной расчету вертикальных трапов:
F =----------2L-------- Л2> (Х.14)
471 • 0,8md2(ll-1 j
где Q — количество жидкости, поступающей в отстойник, в м31сутки;
у—кинематическая вязкость жидкости в отстойнике в см21сек; m —
коэффициент использования площади отстойника (принимают т =
=0,8); d — диаметр расчетной частицы воды или песка, подлежа-
щей осаждению в отстойнике, в мм; yi — относительный удельный
вес частицы воды или песка; у — относительный удельный вес не-
фти. По площади находят диаметр вертикального отстойника:
/ож (XJ5>
146
Площадь горизонтального отстойника определяется по анало-
гичной формуле:
Qy
471 т] (fl — 1
(Х.16)
где т]=0,6—0,6 — коэффициент использования объема отстойника
Лобкова.
Длина отстойника I в мм определяется формулой
/ = (Х.17)
где h — высота отстойника в мм; v — скорость движения жидкости
в м/сек; и — скорость осаждения твердых частиц в м/сек.
4. Расчет нефтеловушки [28]
Основной величиной, подлежащей расчету при конструирова-
нии нефтеловушек Лобкова, является площадь сепарации в плане,
необходимая для отделения твердых и жидких частиц.
Площадь сепарации в плане определяется формулой
Р =----------------г м\ (Х.18)
47Ц (fl 1-^- — 1 j
где Q — расход в м3/сутки; vc— кинематическая вязкость среды
в см^/сек; d — диаметр выпадающей или всплывающей частицы
в мм; ц— коэффициент использования площади сепарации; уч—
удельный вес частицы; ус — удельный вес среды.
Эта формула пригодна для частиц диаметром 0,2+ 0,6 мм и для
отделения нефти в чистой воде. В мутной воде скорость всплыва-
ния или выпадения частиц снижается.
Согласно лабораторным данным, коэффициент снижения ско-
рости отделения нефтяных частиц в мутной воде равен
40000 + 0,8m2
40 000 +m2 ’ 1.Л.1Э/
где m — мутность воды в мг/л (для производственных сбросовых
вод мутность колеблется от 60 до 200 мг/л).
Существенное значение при конструировании нефтеловушек
имеет фактор турбулентности движения. Рекомендуемые числа
Рейнольдса находятся в пределах 10 000+20 000 и определяются по
формуле
Re = -^-, (Х.20)
bhi
где R— ,-----------гидравлический радиус нефтеловушки в см;
10*
147
b — ширина нефтеловушки в см; hi — средняя высота движущегося
слоя жидкости в начале сепарационной камеры в сл; «=* —~-
ohi
средняя скорбеть движения воды в ловушке в см/сек; q — расход
воды в см3/сек; v — кинематическая вязкость воды в См2/сек.
При расчете нефтеловушек надо принимать такую скорость
движения воды в ловушке, при которой получается наименьшее
число Рейнольдса и улучшаются условия сепарации.
Обозначая длину сепарационных камер нефтеловушки через
L в м, а ширину одной сепарационной камеры через В в м (одно-
временно работают обе сепарационные камеры) и принимая отно-
L
шенне ~ /г, находим размеры сепарационных камер в плане:
D
LB = ~, (Х.21)
где F — общая площадь сепарации, которая находится по приве-
денной выше формуле; 2 — число сепарационных камер.
Но так как L~kB, то
kBB—-^-, (Х.22)
откуда ____
(Х.23)
Практически в нефтеловушке Лобкова Л = 3-*-4.
5. Расчет напорных нефтепроводов [48]
Расчет напорного нефтепровода сводится к определению его
диаметра, необходимого давления и мощности двигателя.
Площадь сечения нефтепровода
где Q— производительность нефтепровода в т/сутки; у —удельный
вес нефти в Т/м3; t—суточная продолжительность перекачки в ч;
Пер — средняя скорость движения нефти в трубе в м/сек.
Диаметр нефтепровода ___________.
1//Л'о)^85 м‘ (Х.25)
Принимают ближайший больший диаметр по ГОСТ.
Для принятого диаметра средняя скорость движения нефти
будет
= ЗбОО^Г м1сек- (Х.26)
Находят параметр Рейнольдса и режим движения нефти:
Re = ——(Vrp — в см/сек; d — всм; v —в см^сек).
148
При /?е>2320 режим ламинарный, а при №>2800 происходит
переход в турбулентный режим.
Определяют гидравлический уклон по формулам:
• "vO
г — а _х_ __ при ламинарном режиме; (Х.27)
^0,25О1,75
г — р——-при турбулентном режиме, (Х.28)-
где значения коэффициентов а и ₽ в зависимости от размерности
Q определяются по табл. 30; диаметр нефтепровода d — в сж и вяз-
кость нефти v — в смЦсек.
Таблица 30
Коэффициенты Размерность Q
л/сек мЧч мЧсутки
а 41,533 11,537 0,481
р 43,765 4,652 0,0179
Потеря напора на трение
Лтр== IL м ст. жидк. (Х.29>
С учетом разности нивелирных отметок начального и конечного
пунктов перекачки /гст находят общий потребный напор:
7/= АтрАст.. (Х.ЗО)
Давление на выкиде насоса
Р = (Х.31>
Мощность двигателя насоса
квТ (Х.32).
75 • 1,36т? ' '
где А/==1,14-1,5 — коэффициент запаса мощности (зависит от про-
изводительности насоса); Q — производительность в м3/сек; т| —
к.п.д. насоса (для малых и средних насосов т)=0,5ч-0,72, а для
крупных насосов т]=0,85ч-0,9).
б. Расчет самотечных нефтепроводов [48]
Самотечные нефтепроводы, работающие с полным заполнением
сечения, рассчитываются так же, как и напорные нефтепроводы.
Расует самотечных нефтепроводов, работающих с неполным за-
полнением сечения, ведется при помощи специальной таблицы
149
(табл. 31), выражающей зависимость основных расчетных пара-
метров от степени заполнения сечения безнапорного нефтепровода.
Таблица 31
Л d F 'W- Vi V Qi Qn
1.0 1,000 32,00 1,000 1,000
0,95 0,981 28,16 1,136 1,124
0,90 0,948 26,52 1,206 1,144
0,85 0,906 25,83 1,238 1,129
0,80 0,858 28,16 1,136 0,974
0,75 0,805 32,46 0,986 0,794
0,70 0,747 36,36 0,880 0,657
0,65 0,687 38,21 0,816 0,561
0,60 0,624 43,47 0,736 0,461
0,55 0,562 46,94 0,682 0,387
0,50 0,500 52,63 0,608 0,304
0,45 0,438 57,14 0,560 0,246
0,40 0,374 62,51 0,512 0,191
0,35 0,313 71,42 0,448 0,141
0,30 0,253 80,00 0,400 0,101
0,25 0,195 86,95 0,368 0,072
0,20 0,142 95,23 0,336 0,047
Обозначения:—степень заполнения трубопровода (Л — высота заполнения; d ~ диа-
метр трубопровода); Fi — площадь потока; F — площадь сечения трубы; с — коэффициент,
характеризующий сопротивления в трубопроводе при движении жидкости; Vi — средняя ско-
рость движения потока при незаполненном сечении; оп — средняя скорость движения потока
при полном заполнении; Qi—расход при сеченин потока Fr, Qn — расход прн полном запол-
нении.
При расчете предварительно задаются степенью заполнения
, h Qi /-> л/-»
нефтепровода —, определяют отношение —г— и величину Qn (Qi —
. d Qn
известно).
По значению Qn находят диаметр трубопровода при полном
заполнении его по формуле
= (Х.ЗЗ)
тде а — коэффициент (берется из табл. 30); v — кинематическая
вязкость нефти в см2!сек\ i — гидравлический уклон (задается).
Принимают ближайший стандартный диаметр по ГОСТ и опре-
деляют для этого диаметра величину Qn по формуле
Qn=~- (Х.34)
Находят фактическое значение отношения и по табл. 31 —
h
действительную степень заполнения трубопровода —.
150
Для принятого диаметра определяют среднюю скорость движе-
ния потока при полном заполнении трубопровода:
fcp. п = —Q см\сек (Q — в M3jcyTKfi). (Х.35)
86400—=—
Зная действительную степень заполнения трубопровода, по
табл. 31 находят отношение ——— и фактическую среднюю ско-
Vcp п
рость потока при неполном заполнении сечения di.
7. Расчет нефтесборных коллекторов [48]
Приведенная выше методика расчета напорных и безнапорных
нефтепроводов полностью относится и к нефтесборным коллекто-
рам. Особенность расчета коллекторов состоит в том, что отдель-
Рис 50. Схема присоедине-
ния сборных установок
к нефтесборному коллек-
тору.
Рис. 51. Схема определения
потерь напора на трение в раз-
ных точках нефтесборного кол-
лектора.
ные участки их могут работать с разным расходом жидкости и раз-
ным напором, так как к коллектору по пути подключаются сборные
установки с различным расходом.
На рис. 50 показан сборный коллектор AD, к которому подклю-
чены три сборные установки в точках А, В и С с расходами соот-
ветственно Qi, Q2 и Qs. Длина отдельных участков коллектора h, /2
и /3 и общая длина L.
Аналогично предыдущему расчету определяют диаметр коллек-
тора на каждом участке при заданном гидравлическом уклоне или,
задавшись диаметрами, находят необходимый гидравлический
уклон i.
При проектировании самотечных безнапорных коллекторов диа-
метры труб для отдельных участков выбирают с расчетом получе-
ния по возможности одинаковой скорости движения жидкости по.
всей длине коллектора.
Уклон труб самотечного безнапорного коллектора должен быть
достаточным для выноса оседающих на дно песчинок. Минималь-
151
най скорость движения жидкости в самотечном коллекторе должна
быть
Л 1
и = 0,1 —
V
(Х.36)
тде d — диаметр коллектора в см; v — кинематическая вязкость
жидкости в см1!сек.
Уклон прокладки трубопровода должен совпадать с линией
гидравлического уклона.
При расчете напорных коллекторов необходимо с учетом пере-
менного расхода жидкости на отдельных участках определять по-
требный напор в начале каждого участка.
Как видно из рис. 51, к коллектору ЛВ общей длиной L при-
соединены групповые сборные установки в точках А, В и С с рас-
ходами Qt, Qz и Q3. Задаваясь диаметрами каждого участка кол-
лектора, находят среднюю скорость на отдельных участках:
__21__ ч," Q1 + @2 . _ Ql + Q2 + Q3 . (V оу\
с₽ 0,785^ ’ С₽ 0,785rf2 ’ Ср 0,785^ ’
параметр Рейнольдса, режим движения жидкости и по соответ-
ствующим формулам определяют гидравлический уклон для каж-
т-г vQ
дого участка. При ламинарном режиме t=ст , а при турбу-
VO,25Q1,75
лентном режиме г —р-------------.
По гидравлическому уклону находят потери напора на трение
в точках А, В и С (с учетом переменного расхода):
Aj = Z/j; Л2 — Z2Z2; Ьз== •
Напор в точке А будет /и+йг+йз, в точке В йг+йз и в точке С
Л3.
(Х.38)
8. Расчет промысловых газопроводов и газосборных коллекторов
Расчет простых газопроводов низкого давления (от 1 до 3 ат)
и вакуумных (ниже 1 ат) ведется по формуле [48]
О = 220,5D8131/Д-, (Х.39)
' ь/ 7г
где Q — производительность газопровода в м3!сутки; D — внутрен-
ний диаметр в см; Я—перепад давления (разница между началь-
ным и конечным давлением) в мм вод. ст.; L — длина газопровода
в м; Т — абсолютная температура в °К; Yr — относительный удель-
ный вес газа (по воздуху).
Для расчета простых газопроводов среднего давления прн изо-
термическом движении газа пользуются формулой [41]
Q = 493,5£)8/3 , (X.40)
где Q, D, Т н уг имеют те же значения, Что и в предыдущей фор-
муле; рв н рк —давление в начале н конце газопровода в ат; L —
длина газопровода в км.
Из этой формулы помимо Q могут быть определены D, рв, рк
при известных остальных параметрах:
£>8/3 =---Q ; (X.41)
493,5]/
+ (Х.42)
<х-43>
При Г=283°К и уг=О,б эта формула при определении Q при-
нимает следующий упрощенный вид:
/ 2 2
Q = 38D8/3]/ Ри^-Рк . (Х.44)
При расчете газопроводов высокого давления в знаменатель
подкоренного выражения вводят коэффициент сжимаемости газа z.
Сложные газопроводы с изменяющимся диаметром рассчиты-
вают по отдельным участкам в зависимости от количества прохо-
дящего по ним газа. Каждый такой участок рассматривается как
простой газопровод.
При последовательном включении п отдельных газопроводов
различного диаметра и разной длины производительность каждого,
участка определяется по формулам [41]:
Qi = rf3
- —
Pn~y^n ,
(X.45)
(X.46)
(X.47)
где постоянный коэффициент с «38.
153
После исключения неизвестных промежуточных давлений pi,
р2,..pn-i и преобразований при постоянном расходе газа на всех
участках (Q1=Q2=-”=Qn=Q) получается следующая формула
для определения пропускной способности системы последовательно
включенных газопроводов:
(Х,48)
Давление в конечной точке сложного газопровода определяется
по формуле [47]
1 I л + • + Qn7„ _
Л + 1= |/ Р\-------------^33-----------’ <Х-49)
р 0 Л р & в с fc
А И в Li с
в, в? 1 D3
<?, ffe
Рис. 52. Схема газосборного коллектора.
где Qi, Q2,..., Qn — расход газа на отдельных участках в м31сутки;
Li, Lz, ..., Ln — длина участков в км; п— число участков; D — диа-
метр газопровода в см; k — коэффициент, равный — ; Т —
Яуг
абсолютная температура газа в °К; Yr — относительный удельный
вес газа.
Газосборные промысловые коллекторы работают с переменным
расходом газа, так как по пути к ним присоединяются новые сква-
жины. При расчете таких коллекторов могут быть два случая:
1) диаметр коллектора переменный (возрастает по ходу движения
газа); 2) диаметр коллектора постоянный.
В первом случае (рис. 52) расход на отдельных участках кол-
лектора составит
Qi= Qa'> Qz = Qa~^Qb< Qs = Qa + Qb~F Qc- (X.50)
Чтобы рассчитать коллектор, в первом случае необходимо знать
давления заданные (рн и рк) и промежуточные давления в точках
В и С (рв и рс). Для этого находят средний перепад давления на
единицу длины газопровода (1 км):
р- h+yZ+ й ат1км- <х-51>
154
Тогда
Рв^Рч-pLv Рс=Рп~ Р (L1 +Li).
(Х.52)
Диаметр коллектора на каждом участке будет
п_/ уч у*
с V р\ - Рк J
И Т. Д.
(Х.53>
Найденные по расчету величины диаметров округляют до бли-
жайших больших по ГОСТ, После этого уточняют по общей фор-
муле производительности газопровода промежуточные давления
рв и рс.
При расчете газосборных коллекторов постоянного диаметра
определяют расход газа на каждом участке:
Рв~Рс
Pl
Q2 = cD8/3
Q3=CD‘” Y ++
(Х.54)
(Х.55>
(Х.56>
Путем исключения неизвестных давлений рв и рс и преобразо-
ваний находят диаметр коллектора:
(Х.57>
9. Теплотехнический расчет основной аппаратуры
обезвоживающей установки [48]
Этот расчет состоит в определении числа необходимых тепло-
обменников и отстойников, расхода пара и топлива. Число емко-
стей и насосов зависит от производительности установки.
а. Расчет числа теплообменников «нефть-нефтью». Количество
тепла, отдаваемое горячей обезвоженной нефтью, составляет
Q = О!<?! (/j — А>) + Очс2 (^i ~ У ккал/ч, (Х.58)
где Gi — количество обезвоженной нефти в кг/ч; Ci = 0,5 ккал/кðї
теплоемкость нефти; G2— количество воды в обезвоженной нефти
в кг/ч (должно быть <2%); с2=1 ккал/кГ°C теплоемкость
воды; tt — температура горячей нефти до теплообменников в °C;
t2 — то же после теплообменников в °C.
155
От найденного количества тепла надо отнять 10% на потери:
Qo61u = 0,9Q ккал[ч. (Х.59)
Удельное теплосодержание эмульсионной нефти на выходе из
теплообменников
^2=^1 + -^^ ккал/кГ, (Х.60)
где qi — удельное теплосодержание эмульсионной нефти на входе
в теплообменник в ккал)кГ; G — количество эмульсионной нефти
в ке/ч.
Температура эмульсионной нефти на выходе из теплообменни-
ков
/ = J2oCi (Х.61)
где с — теплоемкость эмульсионной нефти, которая определяется
с учетом процента содержания в эмульсии нефти и воды,
,в ккал)кГ °C.
Средняя логарифмическая разность между температурой горя-
чей и холодной нефти
Гср= 7-2 (Х.62)
2,31g-^Л-
где Тг — разность между температурой поступающей в теплооб-
менник горячей нефти и температурой выходящей эмульсии; Л —
разность между температурой выходящей из теплообменника горя-
чей нефти и температурой входящей эмульсии.
Необходимая общая поверхность нагрева теплообменников
F =<?»!£_ (Х.63)
1 срЛ1
где — коэффициент теплопередачи стенок труб теплообменника
ют горячей эмульсии к холодной, равный 80 ккал!ч м2 °C.
Необходимое число теплообменников «нефть-нефтью»
(Х.бЗа)
где f — площадь иагрева одного теплообменника в м2.
б. Расчет числа теплообменников «нефть-паром». Количество
тепла, необходимое для нагрева эмульсионной нефти:
0+O3c2(^i —Л ккал]ч, (Х.64)
где Оз — количество воды в эмульсионной нефти в t — темпе-
ратура эмульсионной нефти на входе в теплообменник «нефть-па-
ром».
156
С учетом 10% на потери
ккал^. (Х.65)
Средняя логарифмическая разность между температурами
эмульсионной нефти и пара
, (Х.66)
2,31g -р-
7 з
где 1\— разность между температурой входящего пара и выхо-
дящей нагретой эмульсии; Т3 — разность между температурой вы-
ходящего пара и входящей эмульсии.
Общая поверхность нагрева теплообменников
(Х.67)
ЛЛ
где 7G— коэффициент теплопередачи труб теплообменника от пара
к нефти, равный 140 ккал]ч Л12°С.
Число теплообменников «нефть-паром»
(Х.68)
в. Расчет количества пара и топлива. Расход пара
Q _ ^общ кг\и (Х.69)
664,6-100 Кг'4’'
где 664,6 ккал!кг— теплосодержание 1 кг пара при температуре
180°С (и давлении 10 ат); 100 ккал/кг — теплосодержание 1 кг
пара при температуре 100° С.
Расход топлива на производство пара
q _ Собш , (Х.70)
U5 — io бобт; кг14’
где 10 000 ккал/кг — теплопроизводительность 1 кг топлива; т) —
к, п. д. котельной установки.
г. Расчет числа отстойников. Задаваясь размерами отстойни-
ков, определяют объем одного отстойника:
где D — диаметр отстойника в м\ L—длина отстойника в м.
Объем нагретой эмульсионной нефти
vBM=4L + -v- <х-72)
1н Тв
где Gi ц Оз — весовые количества нефти и воды в т/ч; ун и ув —
удельный вес нефти и воды при температуре в отстойнике.
157
Общий объем отстойников из расчета двухчасового отстоя
К61ц=2^м.
Необходимое число отстойников
„ . . vo6ul
n3~- •
у от
(Х.73)
(Х.74)
XI. ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
1. Определение себестоимости нефти и газа [17, 44]
Калькуляция себестоимости добычи нефти и газа включает
следующие виды затрат (в руб.).
I. Энергетические затраты.
1. Электроэнергия.
2. Установленная мощность электрооборудования.
3. Обслуживание электросети и электромоторов.
II. Заработная плата производственного персонала (основ-
ная, дополнительная, отчисления).
III. Амортизация.
1. Скважин.
2. Прочих основных средств.
IV. Текущий ремонт основных средств.
1. Подземное оборудование скважин.
2. Услуги по ремонту наземного оборудования.
V. Увеличение отдачи пластов.
VI. Деэмульсация нефти.
VII. Внутрипромысловая перекачка и хранение нефти.
VIII. Сбор и транспорт газа.
IX. Прочие производственные (цеховые) расходы.
X. Общепромысловые расходы.
XI. Промысловая себестоимость добычи нефти и газа.
1. Промысловая себестоимость добычи 1 т нефти:
а) глубиннонасосным способом;
б) компрессорным способом;
в) фонтанным способом; '
г) прочими способами.
2. Промысловая себестоимость добычи 1 т (1000 .и3)
газа.
Промысловая себестоимость товарной продукции
(нефти и газа).
XII. Внепромысловые расходы.
1. Внепромысловая перекачка и хранение нефти и газа.
2. Отчисления на содержание вышестоящих и научно-
исследовательских организаций.
3. Отклонения в себестоимости услуг вспомогательных
хозяйств.
158
4. Полная коммерческая Себестоимость товарной про-
дукции.
Энергетические затраты включают в себя стоимость электро-
энергии при глубиннонасосной добыче, стоимость энергии сжатого
газа или воздуха при компрессорной эксплуатации, оплату за уста-
новленную мощность и затраты энергоцеха по обслуживанию
электромоторов и промысловой электросети.
Заработная плата производственного персонала включает все
виды заработной платы (основную и дополнительную) рабочих и
ИТР, непосредственно занятых в добыче нефти и газа. Отчисления
на социальное страхование производятся в размере 8,4% общего
фонда заработной платы.
Амортизационные отчисления делаются от балансовой стои-
мости эксплуатационных скважин и стоимости прочих основных
средств, непосредственно занятых в производственном процессе
добычи нефти и газа.
Основные средства, используемые при деэмульсации нефти, пе-
рекачке и хранении, при поддержании пластового давления и т. д.,
учитываются соответствующими статьями калькуляции себестои-
мости нефти и газа.
Для нефтяных скважин установлена средняя норма амортиза-
ции в 6,7% в год из расчета погашения первоначальной их стои-
мости в 15 лет.
По ликвидированным скважинам амортизация на погашение
стоимости продолжает начисляться до полного ее погашения,
а амортизационные отчисления на капитальный ремонт не произво-
дятся. Отчисления на капитальный ремонт скважин учитывают
также затраты на совершенствование вскрытия пласта (гидрораз-
рыв, кислотные обработки и др.). По прочим основным средствам
в нефтедобыче установлены нормы амортизации, включающие в ка-
питальный ремонт: станки-качалки—11,9%, фонтанную армату-
ру— 12%, промывочные агрегаты 18,2% и т. д.
К расходам по текущему ремонту подземного оборудования от-
носятся затраты на смену насосов, чистку и промывку песчаных
пробок, чистку запарафиненных и засолоненных труб и др.
В состав расходов по текущему ремонту подземного оборудо-
вания скважин входят-.
а) заработная плата (основная и дополнительная) бригад по
подготовке и ремонту скважин;
б) отчисления на социальное страхование;
в) стоимость материалов (глубинные насосы, насосно-компрес-
сорные трубы, насосные штанги и др.);
г) услуги вспомогательных производств (работа подъемников,
передвижных компрессоров, промывочных агрегатов, передвижной
паровой установки и т. д.), которые определяются по числу часов
проката и стоимости 1 ч;
д) прочие затраты.
Текущий ремонт наземного оборудования и прочих основных
159
средств включает ремонт электродвигателей, станков-качалок, фон-
танно-компреСсорной арматуры, вышек, трапов, мерников и др.
В состав расходов на увеличение отдачи пластов входят за1
граты, связанные с применением методов поддержания пластового
давления и вторичных методов добычи нефти.
Эти затраты включают: заработную плату бригад по обслужи-
ванию нагнетательных скважин, отчисления на социальное страхо-
вание, стоимость рабочего агента, стоимость электроэнергии, амор-
тизацию вновь пробуренных нагнетательных скважин и прочих
основных средств, стоимость материалов, услуг вспомогательных
производств и прочие расходы.
Затраты на мероприятия по увеличению отдачи пластов плани-
руются на основе специальных смет, которые прилагаются к про-
екту на каждое мероприятие с указанием расчетных показателей
процесса.
В состав расходов на деэмульсацию нефти входят: заработная
плата рабочих по обслуживанию обезвоживающих установок, от-
числения на социальное страхование, стоимость материалов (де-
эмульгатора, топлива и др.), услуг вспомогательных производств,
амортизация установок и прочие расходы. Эти затраты опреде-
ляются по особой смете.
Расходы по перекачке и хранению нефти включают затраты на
содержание и эксплуатацию промысловых нефтепроводов, на
эксплуатацию перекачечных устройств, резервуаров и ловушечного
хозяйства, которые определяются сметой.
К расходам по сбору и транспорту газа относятся затраты на
содержание и эксплуатацию газовых линий и других сооружений
по сбору и транспорту газа, которые определяются по смете соот-
ветствующего цеха.
В прочие производственные (цеховые) расходы входят заработ-
ная плата персонала промысла, затраты по содержанию, текущему
ремонту и амортизации зданий, сооружений и прочих основных
средств цехового назначения, цеховые расходы по проведению
опытов, исследований, рационализации и изобретательству, рас-
ходы по охране труда и технике безопасности. Цеховые расходы
определяются по смете.
К общепромысловым расходам относятся затраты по нефтепро-
мысловому управлению — административно-управленческие и об-
щехозяйственные, различные сборы и отчисления, определяемые по
особой смете [17].
При определении промысловой себестоимости добычи нефти и
газа в отдельности прямые затраты относятся только на нефть или
только на газ, а косвенные расходы распределяются между нефтью
и газом пропорционально их общей добыче.
На нефть относятся: энергетические затраты, амортизация сква-
жин и прочих основных средств, расходы по подземному ремонту
скважин, увеличению отдачи пластов, деэмульсации, перекачке и
хранению нефти.
160
На газ относятся расходы по сбору и транспорту газа. Все ос-
тальные затраты распределяются между нефтью и газом пропор-
ционально их валовой добыче.
При определении себестоимости добычи нефти различными спо-
собами эксплуатации расходы также делятся на прямые и косвен-
ные. При этом расходы по электроэнергии и глубинным насосам
относятся только на добычу нефти глубинными насосами, расходы
по сжатому газу и воздуху — на компрессорный способ добычи,
а расходы по увеличению отдачи пластов, деэмульсации, перекачке
и хранению нефти делятся между способами пропорционально до-
быче нефти каждым способом. Остальные расходы распределяются
между способами эксплуатации пропорционально отработанным
скважино-месяцам.
К внепромысловым относятся расходы, связанные с реализацией
продукции (например, перекачка нефти за пределы НПУ), отчи-
сления на содержание вышестоящих организаций, на научно-иссле-
довательские работы и подготовку кадров и др.
Рассмотрим пример определения плановой себестоимости до-
бычи нефти и газа по промыслу одного из нефтепромысловых уп-
равлений на 1966 г. (цифры условные).
I. Расчет затрат на электроэнергию при глубиннонасосной
добыче нефти
Показатели
Количество
а. Стоимость электроэнергии
Годовая добыча нефти, т 82 700
Удельный расход электроэнергии на 1 т нефти, кет • ч . . . 40,0
Число кет ч на всю добычу, тыс. кет ч 3 308
Стоимость 1 кет • ч, коп 0,59
Затраты на потребляемую энергию, руб 19517
б. Оплата за установленную мощность
Установленная мощность, кеа 400
Стоимость 1 кеа в год, руб 22,08
Стоимость оплачиваемой мощности, руб 8 832 *
в. Затраты, энергоцеха по обслуживанию электродвигателей и электросети на промысле составляют 0,27 коп. за 1 кет • ч израсходованной электроэнергии
Итого затрат по этой статье 0,27 коп. X 3 308 000 8 932 руб.
Всего 37 281 руб.
П Заказ № 126
161
II. Оплата труда производственного персонала
в добыче нефти повременно-премиальная
Рабочие
1. Численность................................................ 191 чел.
2. Среднемесячная заработная плата (основная и допол-
нительная) ............................................. 102,2 руб.
3. Годовая заработная плата............................... 234 200 ,
4. Выслуга лет............................................. 11 600 „
Итого.............................................. 245 800 руб.
ИТР
1. Численность.......................................... 13 чел.
2. Среднемесячная заработная плата (основная и допол-
нительная) ............................................. 139,75 руб.
3. Годовая заработная плата................................ 21 800 „
4. Выслуга лет.............................................. 2 300 ,,
Итого . .......................................... 24100 руб.
Всего:
1. Численность........................................... 204 чел.
2. Годовая заработная плата................................ 256 000 руб.
3. Выслуга лет.............................................. 13 900 „
Итого................................................ 269 900 руб.
Отчисления на социальное страхование в размере 8,4% 22 671 „
Всего затрат............................................ 292 571 руб.
III. Расчет годовой амортизации скважин
Новых скважин в 1966 г. в эксплуатацию не поступало.
Виды амортизации Балансовая стоимость, тыс. руб. % аморти- зации Годовая сум- ма, тыс. руб.
По старым действующим скважинам По законсервированным скважинам 14 009,0 509,7 6,7 6,14 938,6 . 31,3
Итого на амортизацию скважин . . — — 970,0
Амортизация на капитальный ре- монт действующих скважин . . . Амортизация на капитальный ре- монт законсервированных скважин 14 009,0 509,7 1,5 1,5 210,0 7,6
Итого на капитальный ремонт . . Всего амортизации 217,6 1187,6
162
Расчет годовой амортизации прочих основных средств
№ пп. Основные средства Балансовая стоимость, руб. Амортизация на восстанов- ление, руб. Амортизация на капиталь- ный ремонт, руб-
1 Здания и сооружения 49 185 949 809
2 Сепараторы газа, мерники, резер- вуары 479 670 24 266 12683
3 Трубопроводы 1 948 664 58 373 10 525
4 Компрессорные и насосные уста- новки 50 830 1 219 5 072
5 Подъемные сооружения .... 1 948 664 13121 6 599
6 Насосно-компрессорные трубы . . 334 849 33 404 —
7 Насосные штангн 44 163 8 834 —
8 Силовые машины и оборудова- ние 6 866 271 217
9 Станки-качалки 460 253 36 344 18 391
10 Фонтанная арматура 89 794 10 775 —
11 Измерительные н регулирующие приборы 54 451 1 358 5028
12 Инструмент для подземного ре- монта 22 953 679 3461
Итого 189 653 62 785
Всего 252 438 руб.
IV. Расчет годовых расходов по текущему ремонту
подземного оборудования
(в руб.)
1. Заработная плата (основная и дополнительная) .... 49 3001
2. Выслуга лет........................................ 1 900 1
3. Отчисление 8,4% на социальное страхование .... 4 300
4. Материалы (глубинные насосы, нефть, вода).......... 33400
5. Услуги вспомогательных производств...................... 81 600
и том числе:
прокат тракторов-подъемников........................ 53 800
„ промывочных агрегатов........................ 10 400
„ передвижных паровых установок................. 9 000
„ цементировочных агрегатов ....... 8400
6. Прочие затраты........................................... 3 800
Итого............................................... 174 300
асходы по текущему ремонту наземного оборудования и
прочих основных средств (фактические затраты ремонтных
мастерских), руб......................................... 27 000
расчету заработной платы производственного персонала в добыче нефти.
И* 163
V. Расходы по увеличению отдачи
Всего расходов, руб............................. 408 000
Годовой объем закачки воды, по проекту разработки, л3 . . 12-105
Себестоимость 1 м3 воды (находится по калькуляции себе-
стоимости закачки воды), руб.......................... 0,34
Затраты на закачку составят, руб...................... 0,34-12-10®
VI. Расходы по деэмульсации нефти
Эти расходы отсутствуют.
VII. Расходы по в и у т р и п р о м ы с л о в о й перекачке
и хранению нефти (вруб.)
Заработная плата (основная и дополнительная).............. 7 500
Амортизация основных средств.............................. 42400
Пар..................................................... 16 000
Электроэнергия.......................................... 17 700
Материалы................................................. 6 000
Прокат промывочных агрегатов.............................. 13400
Итого............................................... 103 000 руб.
VIII. Расходы по сбору и транспорту газа (эти расходы включают амортизацию газопроводов, групповой трапной установки и индивидуальных трапов)
Статья расходов Балансовая стоимость, руб. % амортиза- ции Сумма амортизации, руб.
Газопроводы Групповая трапная установка . . . Трапы 45 070 373 671 142 592 3,5 7,9 1577 5 796 11265
Итого Примечание. Групповая трапная установка вошл а в эксплуатаци! 18 638 о в мае.
IX. Прочие производственные (цеховые) расходы (вруб.)
Содержание персонала промысла (зарплата основная и дополнительная) 27 000
Выслуга лет..................................................... 2 000
Отчисление 8,4% на социальное страхование....................... 2 400
Содержание зданий и прочих цеховых основных средств............. 5 200
Текущий ремонт............................................. 1 200
Амортизация зданий и сооружений................................... 400
Содержание исследовательской группы и химической лаборатории ... 41 000
Расходы по рационализации и изобретательству.................... 2 600
Охрана труда и техника безопасности............................. 17 000
Транспортные расходы............................................ 82 900
Стоимость проезда рабочих и служащих к месту работы............. 85 800
Содержание машиносчетной станции................................ 1 500
Установки и эксплуатация телефонов............................... 2000
Итого цеховых расходов..................................... 271 000 руб.
По существующей структуре нефтепромысел является цехом
внутри нефтепромыслового управления. Для определения промы-
словой (цеховой) Себестоимости 1 т нефти и газа распределим за-
траты, приходящиеся на добычу нефти и газа, следующим образом:
164
я
я
88
ь**
£
§
к
§
1
М
ci
II
X
я
Сумма» руб. 8? §3 § g § § § й g за г ч s » Г—1 2590129
S
д
&
а>
Д
ь.
§
см
Примечание. Расчет затрат по статьям II, IV и IX расходов произведен пропорционально количеству добытых нефти и газа.
165
Для определения промысловой (цеховой) себестоимости 1 т. нефти, добытой разными способами,
распределим затраты, приходящиеся на отдельные способы добычи нефти:
№ статьи Глубиннонасосная добыча (82 700 т) № статьи Фонтанная добыча (1 194 800 т)
Название статьи расхода Сумма, руб. Название статьи расхода Сумма* руб.
I Энергетические затраты 37 281
II Заработная плата производствен- 292571 • 2171,4 ного персонала 2393 9 265400 II Заработная плата производствен- 292 615 - 222,5 27 200
иого персонала 2393 9
III Амортизация: 1 187 600 • 2171,4 1 077 150 ш Амортизация: 1 187 600 • 222,5 скважин 239319 ’ • • • 110 446
скважин 2393,9 • • прочих основных средств 252438 • 2171,4 2393,9 прочих основных средств 252 438 - 222,5 23476
228 960 IV 2393,9 Ремонт оборудования:
IV Ремонт оборудования скважин: 174 300 • 2171,4 подземного 2393 9 ' * 27 000 - 2171,4 наземного 2393 9 • • • 158 090 24490 174 300 • 222,5 подземного 2393 9 • • • 27 000 • 222,5 наземного 2393 9 ' ’ ’ ’ ' 16 200 2 510
№ статьи Глубиннонасосная добыча (82 700 г) № статьи Фонтанная добыча (1 194 800 г)
Название статьи расхода Сумма, руб. Название статьи расхода Сумма, руб.
V VII IX Увеличение отдачи пластов 408 000 - 82 700 1 277 500 Внутрипромысловая перекачка и 113000 • 82 700 хранение нефти j 277 590 Прочие производственные (цеховые) 271000 • 2171,4 расходы 2393,9 • • • • 26 520 6695 245 794 V VII IX Увеличение отдачи пластов 408 000 • 1 194 800 1 277 500 Внутрипромысловая перекачка и 113000-1 194 800 381 500 105780 25 000
хранение неф1и । 277 500 Прочие производственные (цеховые) 271 000 • 222,5 расходы 2393,9
Итого 2 070 380 Итого 692112
Себестоимость 1 т нефти, добытой
иасосным способом:
2 070 380
82700 = 25 Р- 03 к-
Примечание. Расчет затрат по статьям II, III, IV
ных (насосных 2171,4 и фонтанных 222,5).
Себестоимость 1 т нефти, добытой
фонтанным способом:
692112
1 194 800 —°-58 Р- = 58 к.
IX произведен пропорционально количеству скважино-месяцев отработан-
2. Определение эффективности применения методов поддержания
пластового давления
Эффективность применения методов поддержания пластового
давления определяется за квартал, год или с начала разработки
месторождения и измеряется:
1) увеличением добычи нефти;
2) повышением производительности труда рабочих на промы-
слах;
3) снижением себестоимости добычи нефти;
4) экономией капитальных вложений.
Эффективность применения указанных методов оценивается пу-
тем сравнения показателей разработки нефтяного месторождения
с поддержанием и без поддержания пластового давления.
Для расчета эффективности необходимо иметь следующие ис-
ходные данные:
1) фактическая добыча нефти при поддержании пластового
давления;
2) возможная добыча нефти без поддержания пластового дав-
ления;
3) численность рабочих на промыслах;
4) добыча нефти на одного рабочего при поддержании пла-
стового давления;
5) удельная численность промысловых рабочих на одну сква-
жину;
6) фактические эксплуатационные расходы на добычу нефти;
7) фактическая себестоимость 1 т нефти;
8) капитальные вложения в промысловое хозяйство;
9) стоимость строительства одной скважины;
10) стоимость промыслового обустройства одной скважины;
11) стоимость капитальных вложений для поддержания пла-
стового давления;
12) число отработанных скважино-месяцев;
13) средний коэффициент эксплуатации скважин;
14) стоимость разведки одной эксплуатационной скважины.
Среднесуточная добыча нефти без поддержания пластового дав-
ления и темп ее снижения определяются при помощи гидродинами-
ческих методов расчета или при наличии достаточного фактиче-
ского материала за предыдущее время — по кривым падения до-
бычи нефти.
Прежде чем определить уровень производительности труда ра-
бочих на промысле, необходимо из общей численности рабочих
исключить то количество их, которое занято в конторе (цехе)1
поддержания пластового давления, а также на транспорте, хране-
нии и деэмульсации нефти, добытой за счет поддержания дав-
ления. !
Производительность труда без поддержания пластового давле^
ния определится делением годовой добычи нефти без поддержания
168
давления на соответствующую этой добыче численность рабочих.
Путем сопоставления найденной производительности одного рабо-
чего в год без поддержания давления С фактической производи-
тельностью его при поддержании давления находят процент по-
вышения производительности труда.
Кроме того, в результате поддержания пластового давления со-
кратится потребность в рабочей силе, так как при этом уменьшится
необходимый фонд эксплуатационных скважин. Число рабочих, на
которое уменьшится потребность в рабочей силе, определяется пу-
тем умножения удельной численности промысловых рабочих на
одну скважину без поддержания давления на число дополнитель-
ных скважин, необходимых для получения прироста добычи нефти,
равного количеству ее, полученному за счет поддержания пласто-
вого давления.
Для определения себестоимости добычи нефти без поддержания
пластового давления надо предварительно определить эксплуата-
ционные расходы без поддержания давления, которые вычисляются
как разность между общими эксплуатационными расходами и рас-
ходами, связанными с поддержанием пластового давления (содер-
жание цеха поддержания давления и доля расходов на транспорт,
хранение и деэмульсацию дополнительно полученной нефти за
счет поддержания давления).
Путем деления эксплуатационных расходов без поддержания
давления на рассчитанную годовую добычу находят себестоимость
1 т нефти без поддержания давления.
Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием давления
известна. По разности находят экономию от снижения себестоимо-
сти 1 т нефти, а путем умножения полученной разницы на общую
годовую добычу определяют общую экономию эксплуатационных
затрат.
Для расчета экономии капитальных вложений находят средний
дебит на скважино-месяц путем деления годовой добычи нефти без
поддержания пластового давления на количество отработанных
скваЖино-месяцев. Делением дополнительно полученной за год
нефти за счет поддержания давления на средний дебит на сква-
жино-месяц и на средний коэффициент эксплуатации определяют
число скважин, которое необходимо было бы пробурить для полу-
чения дополнительной добычи нефти без поддержания пластового
давления.
Далее находят дополнительные капитальные вложения в раз-
ведку, бурение и обустройство этих скважин путем умножения
стоимости этих затрат на одну скважину на найденное по расчету
число скважин.
Сумма капитальных вложений в промысловое хозяйство (за вы-
четом капитальных затрат, связанных с поддержанием пластового
давления) и указанных выше дополнительных капитальных вло-
жений определит общий объем капитальных вложений без поддер-
жания давления.
169
Рис. 53. График для определения эффектив-
ности методов поддержания пластового
давления.
По разности между этим общим объемом капитальных вложе-
ний и капитальными вложениями в промысловое хозяйство при
поддержании давления находят экономию средств, полученную за
счет поддержания пластового давления.
Путем деления общего объема капитальных вложений на вели-
чину фактической годовой добычи нефти определяют размер капи-
тальных вложений, приходящийся на 1 т нефти, полученную без
поддержания пластового давления и с поддержанием давления.
Отношением этих удельных капитальных вложений определяется
процент повышения капитальных затрат при разработке месторо-
ждения без поддержания
пластового давления.
Произведем расчет эф-
фективности разработки неф-
тяного месторождения с под-
держанием пластового дав-
ления.
1. Увеличение добычи
нефти. Фактическая добыча
нефти при поддержании пла-
стового давления состав-
ляет 1 млн. т в год
(1-Ю6 т).
Возможную добычу неф-
ти без поддержания пла-
стового давления находят
характеризует изменение
добычи нефти с поддержанием пластового давления, а кри-
вая 2 — темп падения добычи нефти без поддержания пластового
давления (строится по фактической добыче за время, предшествую-
щее поддержанию давления, или при помощи корреляционной
таблицы по среднему коэффициенту падения добычи). Заштрихо-
ванная площадь выражает прирост добычи нефти за все время эф-
фективности процесса поддержания давления.
Для определения общего прироста добычи нефти пользуются
планиметром. Замеренная заштрихованная площадь АВС равна
3000 мм2, что в принятых масштабах Q и t соответствует 1,5 млн. т
за весь период или в год
по гпасЬику (пис. 53k Кпивая 1
1,5 106 • 12
50
360 • 103 г,
где 50 мес. — общая продолжительность эффекта. Следовательно;
годовой эффект составит
360-IO3-100 „со, , „
----j-[Qg---= 36°/0 фактической добычи нефти.
2. Повышение производительности труда рабочих. Допустим,
численность рабочих на промыслах составляет 320 чел., в том числе
170
занято на транспорте, хранении и деэмульсации нефти 50 чел.
Добыча нефти, приходящаяся на одного рабочего при разра-
ботке с поддержанием пластового давления:
1 • 106 : 320 = 3125 т.
Удельная численность промысловых рабочих на одну скважину
без цеха поддержания пластового давления (ППД) 2,5 чел.
Для определения производительности труда надо найти числен-
ность рабочих при работе без поддержания пластового давления.
Для этого необходимо из общей численности рабочих исключить
то число их, которое занято транспортом, хранением и деэмульса-
цией нефти, дополнительно полученной за счет поддержания дав-
ления. В данном случае следует исключить
50 чел. • 0,36 = 18 чел.
Следовательно, численность рабочих при разработке месторо-
ждения без поддержания пластового давления составит
320 чел.— 18 = 302 чел.,
а производительность труда
— 106~6а^° 103 =2120 т на 1 чел. в год.
Таким образом, производительность труда при поддержании
пластового давления будет выше на
(3125 —2120) • 100 Qono/
— 02,и /0.
Кроме того, в результате поддержания пластового давления бу-
дет сокращена численность рабочих в размере, необходимом для
обслуживания дополнительно пробуренных скважин, которые
потребовались бы для получения такого же прироста добычи нефти
без поддержания пластового давления (расчет этого числа сква-
жин см. ниже):
2,5 чел. • 87 = 217 чел.
3. Снижение себестоимости добычи нефти. Фактические экс-
плуатационные расходы на добычу нефти — 3,6 млн. руб. в год,
в том числе:
а) на закачку воды в пласт — 750 • 103 руб.;
б) на транспорт, хранение в деэмульсацию всей нефти —275Х
ХЮ3 руб.
Фактическая себестоимость 1 т нефти с поддержанием пласто-
вого давления
3,6 • 106 : 10е = 3,6 руб.
Ддя определения эксплуатационных расходов на добычу нефти
без поддержания пластового давления надо исключить из фактиче-
171
ских эксплуатационных расходов те расходы, которые связаны с за-
качкой воды, а также расходы по транспортировке, хранению и де-
эмульсации нефти в той доле, какая связана с поддержанием пла-
стового давления, т. е.
275 • 103 • 0,36 = 99 • 103 руб.
Таким образом, на добычу без поддержания ЙласТового давле-
ния будут относиться расходы
3,6 • 106 — (750 • 103 4-99 • 103) = 2751 • Ю3 руб.
Поэтому себестоимость добычи 1 т нефти без поддержания пла-
стового давления будет
2751 • 103:(106 — 360 • 103) = 4,3 руб.
Экономия от снижения себестоимости 1 т нефти составит
4,3 —3,6 = 0,7 руб.
Общая экономия эксплуатационных затрат на всю добычу будет
0,7 руб. • 106 = 700 000 руб.
4. Экономия капитальных вложений. Исходные данные: капи-
тальные вложения в промысловое хозяйство и поддержание пла-
стового давления 8,6-10® руб.; стоимость строительства одной
скважины 110-103 руб.; стоимость промыслового обустройства од-
ной скважины 28-Ю3 руб.; капитальные вложения в цех поддер-
жания пластового давления 8-Ю3 руб.; скважино-месяцы отрабо-
танные 1800 скв.-мес.; стоимость разведки одной эксплуатационной
скважины 20- Ю3 руб.; коэффициент эксплуатации 0,97.
Средний дебит на 1 скв.-мес. отработанный без поддержания
пластового давления
(1 • 1G6 - 360 • 103): 1800 = 355 т.
Исходя из общего прироста добычи нефти, среднего дебита на
скважино-месяц, отработанный без поддержания пластового дав-
ления, и коэффициента эксплуатации, определяют число эксплуа-
тационных скважин, которые необходимо было бы пробурить для
обеспечения дополнительной добычи нефти без поддержания пла-
стового давления:
скв. (здесь 12 —число месяцев в году).
Капитальные вложения в бурение этих скважин составят
НО • 103 • 87 = 9570 • 103 руб.
Капитальные вложения в промысловое обустройство этих сква-
жин
28 • 103 • 87 = 2436 • 103 руб.
172
Стоимость разведки 87 скважин
20 • 103 • 87 = 1740 • 103 руб.
Всего для обеспечения дополнительного объема добычи нефти
без поддержания пластового давления потребовалось бы капиталь-
ных вложений
9570 • 103 + 2436 • 103 4- 1740 103= 13746 • 103 руб.
С учетом средств, уже вложенных в разработку без поддержа-
ния давления 8592-103 руб. (8,6- 10е — 8-103), для получения об-
щей добычи 1 млн. т нефти потребовалось бы вложить без под-
держания давления
8592 • 10®+ 13 746 • 103 = 22338 • 103 руб.
Следовательно, экономия капитальных вложений составит
22338 • 103 —8600 • 103 = 13 738 • 103 руб.
Исходя из общего объема капитальных вложений, определяем
удельные капитальные вложения, приходящиеся на 1 т нефти, в те-
чение года в условиях разработки с поддержанием и без поддер-
жания пластового давления.
Удельные капитальные вложения для получения 1 г нефти при
поддержании пластового давления составят
8,6 • 10е : 106 = 8,6 руб.
То же без поддержания пластового давления
22338 • 103:10е = 22,34 руб.,
или на 160% больше, чем при поддержании пластового давления.
Сведем для наглядности все полученные данные в табл. 32.
Таблица 32
Показатели Эффект
абсолютно О/ /#
Увеличение добычи нефти, тыс. т . . . . Рост производительности труда рабочих, т на +360 +36
одного рабочего — +32
Экономия рабочей силы, чел —217 —40
Снижение себестоимости 1 т нефти, руб. . . Экономия эксплуатационных расходов, млн. —0,7 16,3
руб Общее сокращение капитальных вложений. —0,7 19,4
млн. руб Сокращение удельных капитальных вложений —13,7 —61,5
на 1 т нефти, руб * —13,7 —61,5
173
Раздел II ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ
1. Обработка материалов исследования скважин на приток [46]
Задача 1.
Фонтанная скважина исследована на приток путем изменения
режима ее работы сменой диаметра штуцера с одновременным за-
мером дебита и забойных давлений глубинным манометром.
Данные по скважине: эффективная мощность пласта h= 10 м\
условный радиус контура питания 7?к = 250 м; радиус забоя сква-
жины (по долоту) гс = 12,4 см-, динамическая вязкость нефти в пла-
стовых условиях |л= 1,2 спз; объемный коэффициент нефти Ьп= 1,3;
удельный вес дегазированной нефти ун^О.Зб т/м3-, общий коэффи-
циент гидродинамического несовершенства скважины по кривым
В. И. Щурова С = 11,2; пластовое давление рПл = 280 ат.
Требуется определить коэффициент продуктивности скважины,
коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, подвиж-
ность нефти и гидропроводность пласта.
Данные исследования скважины сведены в табл. 33.
Таблица 33
Режим фонтаниро- вания скважины Диаметр штуцера d, мм Дебит нефти Q, т/сутки Забойное давление /?заб' ат Депрессия ^^пл-Лзаб’ ат
1 2 3 4 5
1 3,0 62,5 270,0 10,0
II 3,5 160,0 257,0 23,0
III 4,5 275,0 239,5 40,5
IV 5,0 327,5 230,6 49,4
По данным граф 3 и 5 строим в прямоугольной системе коор-
динат индикаторную диаграмму (рис. 54), которая имеет вид пря-
мой линии.
Находим коэффициент продуктивности скважины по любой
точке прямой. Например, при Др =20 ат
Q 130 с е I
/C = -^- = -2q- = 6,5 т1сутки ат.
174
Переводим коэффициент продуктивности скважины из размер
ности т1сутки-ат в размерность см^сек-ат-.
К’ = К • 11,57-^- =6,5 • 11,57 • -^- = 115 см3[сек ат.
Находим коэффициент проницаемости призабойной зоны пла-
ста:
K'v- (г.З1g -^-4-С) 115- 1,2-(2,31g 0^4 +11,2)
k = Mh. = 2 - 3,14 • 10 • 102 =
=0,413 д или 413 мд, где h выражается в см.
Этот метод определения
проницаемости призабойной
зоны скважины по коэффи-
циенту продуктивности име-
ет большое применение на
промыслах, но он возможен
при условии, когда р3аб>
>Риас и когда нефть без-
водная.
Подвижность нефти
А = -0^ = 0,344
[л 1,2 ’
Рис. 54. Индикаторная прямая Q=f(Ap).
д[спз.
Гидропроводность пласта
^=0,413__10.102 =344 д .
р. 1,2 '
Задача 2.
Глубиннонасосная скважина исследована на приток При трех
разных режимах ее работы, получаемых изменением длйны хода
полированного штока. При каждом установившемся режиме заме-
рены дебит и динамический уровень эхолотом.
Определить коэффициент продуктивности скважины.
Данные исследования скважины приведены в табл. 34.
Таблица 34
Режим работы скважины Дебит жидкости Q, т/сутки Динамический уровень (от устья) Лд, м Статический уровень ЛСТ’ я Депрессия Дй, м ст. жидк.
1 2 3 4 5
I 3,0 590 90
JI 5,5 670 500 170
III 8,5 760 260
175
высоком газовом факторе
изменение положения дина-
мического уровня в сква-
жине не соответствует изме-
нению дебита, так как верх-
няя часть столба жидкости
в затрубном пространстве
в таких случаях состоит
из газо-нефтяной смеси пе-
ременного удельного веса.
Задача 3.
5ео
его
sso-
708-
.?<и-
780-
820-
&S8 -
По этим данным строим индикаторную диаграмму. Получена
прямая линия (рис. 55). Нулевая точка соответствует положению
статического уровня, при котором Q=0.
Уравнение этой линии
Q = к (Лд — Л[Т) т1сутка.
Коэффициент продуктивности скважины
«йяо ’°'“2 "
Следовательно,
Q = 0,032 (Лд — 500) т/сутка.
Исследование глубинмонасосных скважин замером динамиче-
ских уровней жидкости ограничивается величиной газового фак-
тора, который должен быть
0„ 0 у;? з о 5 8 7 а з Q.micumtta не выше 50 м3/т. При более
5S
(ОС
(50
гео
250
зсо
350
aft*
Скважина, работающая
Рис. 55. Индикаторная прямая при помощи центробежного
погружного электронасоса
Э1ДН8-700-300, исследована на приток.
Содержание воды в жидкости 99,5%, газа очень мало, удельный
вес жидкости y^l. Статический уровень жидкости her — 150 м, глу-
бина подвески насоса L = 310 м, диаметр эксплуатационной ко-
лонны £>==219 Мм, диаметр насосных труб dyCji—89 лглс, диаметр
кабеля dK=35 мм.
Требуется построить индикаторную диаграмму и определить
коэффициент продуктивности скважины.
Исследование скважин, эксплуатируемых центробежными на-
сосами, основано на свойстве этих насосов при одинаковых числе
оборотов, вязкости н фазовом составе откачиваемой жидкости раз-
вивать при закрытой выкидной задвижке (режим нулевой подачи)
одинаковый напор. Этот напор складывается из двух величин: вы-
соты подъема жидкости от статического уровня до устья скважины
и манометрического давления на устье перед задвижкой.
Режим работы скважины меняют от большего дебита к мень-
шему путем уменьшёиия проходного сечения задвижки или сменой
штуцера па выкидной линии.
176
. При работе скваЖииы на установившемся режиме постепенно
(bo избежание гидравлического удара) полностью закрывают вы-
кидную яадйижку на устье. При этом на устье создается постоян-
ное давление.
Считая, что динамический уровень жидкости за время закры-
тия задвижки изменяется незначительно по сравнению с устано-
вившимся уровнем при работе насоса, можно написать следующее
равенство:
н ~ h' д_
ГТ о — “дин ’Г" ~ ,
где Но — напор насоса в м при Q—0; Л^п —динамический уровень
в м при производительности насоса Qi=600 м^сутки-, pi=20 ат —
показание манометра на устье скважины при первом режиме после
закрытия задвижки.
Затем задвижку частично открывают для получения дебита,
меньшего первоначального. При установившемся режиме замеряют
дебит Qa=400 м3/сутки, вновь закрывают задвижку и фиксируют
давление на устье: рг=40 ат.
При втором режиме можно написать аналогичное равенство:
ij _______________________h‘ I ЮДя
Гт о — “дик И--~,
где Л^и-динамический уровень при втором режиме.
Так как удельный вес откачиваемой жидкости при обоих режи-
мах можно считать одинаковым, то, приравнивая правые части ра-
венства, найдем разность устьевых давлений:
h' | 10^ I 10fe
откуда
„ ___(Лдин *дин) Т
А “ А — io •
Коэффициент продуктивности скважины (при показателе сте-
пени в уравнении притока п = 1) будет равен
Qt — О2 600 — 400 чг
Для получения третьей точки задвижку вновь частично откры-
вают и при установившемся режиме замеряют дебит; (?з=
= 300 м3/сутки, а после закрытия задвижки определяют устьевое
давление: ps=50 ат.
По второму и третьему режимам находим коэффициент про*
дуктивиости:
12 Заказ № 126
Коэффициенты продуктивности Kt и Кг получились одинаковые,
поэтому закон фильтрации будет линейный и показатель степени
в уравнении притока п=1.
Строим по дебиту Q и устьевому давлению ру индикаторную
диаграмму притока жидкости в скважину (рис. 56).
При высоком коэффициенте продуктивности скважины (свыше
6 м?1сутки-ат), что имеет место в данном случае, и при медлейном
перекрытии задвижки во избежание гидравлического удара дина-
мический уровень жидкости за время закрытия задвижки подни-
мется на некоторую высоту, кото-
рую следует для большей точности
учитывать.
В таких случаях коэффициент
продуктивности определяют по уточ-
ненной формуле [7]:
___I____I___L____। ।
О 100 200 300 ООО 500 600
' Ц,н3/сутки
Рис. 56. Индикаторная прямая
Q=f(Py)-
ной и насосной колоннами т|
Qi — Рг
Pi — А + (Qi — Qi) /к. 864 • 103
где t — время, затраченное на за-
крытие задвижки и замер давле-
ния на устье скважины при каждом
режиме; принимаем Z=30 сек-,
fK — площадь кольцевого сечения
скважины между эксплуатацион-
б с учетом сечения кабеля;
К =----------------———--------ру-эд------= 9,86 м?1сутки • ат,
40 — 20 + (600 — 400 ) 0 0243.864-103
где /к = 0,785 • (0,22 - 0.0892 - 0,0352) = 0,0243 м2.
Коэффициент продуктивности с учетом подъема уровня жид-
кости за время ^=30 сек получился меньше лишь на
(10-9,86)- 100 _ , 40,
10-------1’4 '°-
Задача 4.
Фонтанную скважину исследовали на приток при шести разных
режимах работы изменением диаметра штуцера с замером забой-
ных давлений глубинным регистрирующим манометром.
Пластовое давление рПл = 165 ат, давление насыщения рНас =
= 120 ат, расстояние от скважины до контура питания /?к=250 м,
эффективная мощность пласта й = 12 м, радиус забоя скважины
(по долоту) гс = 12,4 см, вязкость нефти в пластовых условиях ц =
= 1,2 спз, объемный коэффициент 6Н=1,5, удельный вес дегази-
рованной нефти ун=0,82 Г]см\ общий коэффициент гидродинами-
178
ческого несовершенства скважины, определенный по кривым
В. И. Щурова, С=10.
Требуется определить коэффициенты двучленного уравнения
притока, коэффициент проницаемости призабойной зоны, под-
вижность нефти и гидропроводность пласта.
Данные исследования скважины приведены в табл. 35.
Таблица 35
Режимы фонтаниро- вания Забойное давление Рзаб- ат Депрессия Др, ат Дебит нефти Q, т!сутки гч Д/? Значение -~- Q ’ ат •сутки т
1 2 3 4 5
1 155 10 21,0 0,47
2 145 20 36,7 0,54
3 135 30 48,9 0,61
«J =3 2 Qi =106,6 = 1,62
4 130,5 34,5 54 0,64
5 123,2 41,8 61,5 0,68
6 113,5 51,5 71,0 0,72
Пц= 3 2 Qn = 186,5 =2,04 24 q Ai
По данным граф 3 и 4 строим индикаторную кривую (рис. 57).
Мы получили выпуклую к оси дебитов кривую, что указывает на
отклонение от линейного закона фильтрации жидкости, для кото-
рого справедлива двучленная
формула
A/? = aQ + 6Q2.
Первый член правой части
формулы aQ выражает потери
напора, обусловленные тре-
нием жидкости (или газа), ко-
торые пропорциональны вяз-
кости жидкости и дебиту в пер-
вой степени. Второй член bQ2
выражает потери напора, об-
условленные инерционными
свойствами жидкости, пропор-
циональные плотности жидко-
Рис. 57. Индикаторная кривая Q=f(Ap)
сти и дебиту во второй степени.
По данным табл. 35 строим индикаторную линию в координа-
Л п
тах Q’h —х- (см. рис. 34). Мы получили прямую линию, которая,
У
12*
179
как видно из уравнения, отсекает на оси ординат —х— отрезок
а—0 35 .
т
Коэффициент b выражает угол наклона индикаторной линии
к оси дебитов.
По двум произвольным точкам этой линии (/ и II) находим
-Jrar=°-0052-
Следовательно, уравнение притока будет иметь вид:
Ap = 0,35Q + 0,0052Q2.
Определим коэффициент проницаемости призабойной зоны по
формуле [47]
^(.2,31g J?*. + С)
ь — - - v____________L
a2~h ’
для чего выразим а в размерности CGS:
а = == °’037 “?к/сз<2:
U,04 • 1Ц°
1,5- 1,2(2,31g 250 +ПЛ
0i037.2.3,14’-12 • 102 =0,114 д или 114 мд.
Определим параметр подвижности:
Л = 0,095 д\спв.
Найдем гидропроводность пласта:
-**- = 0,095 12 • 102= 114 д • см)спз.
Задача 5.
В целях установления оптимального технологического режима
работы скважины в промысловой практике широко применяется
исследование фонтанно-компрессорных скважин с построением ре-
гулировочных кривых.
Фонтанная скважина работает в условиях, когда забойное дав-
ление больше давления насыщения (рзаб>рнас)- Пластовое давле-
ние рпл—283 ат. Давление насыщения рНас=224 ат.
Требуется построить регулировочные кривые зависимости де-
бита нефти QB, дебита газа Qr, газового фактора Go, содержания
песка 0 и депрессии Др от диаметра штуцера, а также установить
оптимальный технологический режим фонтанирования.
180
Строим в прямоугольной системе Координат на общем графике
регулировочные кривые изменения дебита нефти, газа, газового
фактора, процента содержания песка и депрессии в зависимости от
диаметра штуцера (рис. 58), по которым и устанавливаем опти-
мальный режим работы скважины.
Данные исследования скважины сведены в табл. 36.
Рис. 58. Регулировочные кривые работы фонтанной
скважины.
= 2-Qr = /(<f); 3-G0 = /(d); 4-8 = /(<i);
5-Др =/(</).
Таблица Зб>
Диаметр штуцера d, мм Дебит нефти QH, т!сутка Дебит газа Q м3]сутки Газовый фактор (?0, лс3/т Депрессия Др, ат Содержание песка д, %
1 21 3108 148 12
2 33 4 785 145 20 0,07
3 44 6 468 147 27 0,15
4 55 8 190 149 33 0,25
5 71 10 650 150 42 0,50
Оптимальный режим работы скважины должен обеспечить огра-
ниченный вынос песка и получение максимально возможного де-
бита при наименьшем газовом факторе.
Из рассмотрения построенных регулировочных кривых видно,
что газовый фактор при всех режимах работы скважины изменя-
ется незначительно, а содержание песка в нефти резко возрастает
18)
при переходе с 4- на 5-мм штуцер. Следовательно, оптимальным
диаметром штуцера в данном случае будет d=4 мм, которому со-
ответствует депрессия Др — 33 ат. При работе скважины с этой
депрессией значительно увеличится межремонтный период и про-
длится срок службы оборудования.
При одновременном влиянии нескольких ограничивающих де-
бит факторов (песок, газ, вода) режим работы скважины уста-
навливают с учетом совокупного действия этих факторов.
Задача 6.
Фонтанная скважина после остановки исследована на приток
путем снятия кривой восстановления давления иа забое. Забойное
давление больше давления насыщения. Результаты исследования
•обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время
остановки скважины.
Данные по скважине: дебит нефти до остановки Q=80 т!сутки;
забойное давление рзаб=27 ат; эффективная мощность пласта h=
= 8 м; объемный коэффициент нефти Ьн= 1,1; удельный вес нефти
в поверхностных условиях ун=0,86 Т/м3; вязкость нефти |хн=
=4,5 спз; коэффициент пористости т=0,2; коэффициент сжимае-
мости нефти рн=9,42 • 10~5 1/ат; коэффициент сжимаемости по-
роды |Зи=3,6>10-5 1/ат; радиус условного контура питания RK =
=200 я; радиус скважины на забое (по долоту) тс= 12,4 см.
Требуется определить: коэффициенты проницаемости, пьезопро-
водности и гидропроводности пласта, приведенный радиус сква-
жины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совер-
шенства скважины.
Данные исследования скважины представлены в табл. 37.
Таблица 37
Точки наблю- дений t, сек lg i ^заб- от Точки наблю- дений t, сек ig t Л₽заб’ ат
1 2 3 4 1 2 3 4
1 30 1,477 0,02 10 18 500 4,267 22,4
2 60 1,776 0,35 11 30000 4,477 23,2
3 300 2,477 1,7 12 70 000 4,845 24,6
4 900 2,954 5,7 13 98000 4,998 25,5
5 1700 3,230 11,5 14 120 000 5,079 25,6
6 2500 3,398 14,0 15 150 000 5,176 26,0
7 4 000 3,602 17,5 16 185 000 5,270 26,3
8 7 700 3,886 20,2 17 234 000 5,369 26,8
9 10 000 4,000 21,2 18 265000 5,423 27,0
По полученным данным строим кривую восстановления дав-
ления в полулогарифмических координатах Др и lg t (см.
рис. 35).
Определим наклон i прямолинейного участка этой кривой к оси
1Я2
абсцисс (угловой коэффициент а) по двум крайним точкам прямой
(18 и 9, см. табл. 37).
Z - tg я = = 21 ’2 = 4 О
tg lg <i8- 1g <э 5,423 - 4,0
Так как масштабы на осях координат взяты Произвольно, то'
геометрическая величина угла не соответствует найденному на-
клону i прямолинейного участка кривой.
Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки а пересече-
ния этой оси продолжением прямолинейного участка кривой вос-
становления (Л = 5 ат).
Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе кон-
тура питания [46]:
k — 0,183
1П.
80 • 106
где Q = 80 т/сутки или —- а —1077 см2/сек— дебит в пла-
0,оО • оО400
стовых условиях; й = 8 • 102=800 см — мощность пласта;
k = °,183 Ь- = 0,3d.
4 • oUU
Коэффициент пьезопроводности
х = „ , д', =----т---------------------—tv = 1216см2/сек.
М<+М 4,5(0,2 • 9,42 10 5 + 3,6 • 10 5) '
Гидропроводность пласта [9]
kh 2,12bQ 2,12-1,1-80 ,
— = = ~4~0,86 ==54’2 д • СМ1СПЗ-
Приведенный радиус скважины [9]
Г -1/ 2'25*.
° 1/ юл/(
= 12,5 см или 0,125 м.
Коэффициент продуктивности скважины определяется по фор-
муле [9]
b (1g Як — 1g г0) ’
0,236-0,86-54,2 _3 12 , .
1,1 • (1g 200 —1g 0,125) 3,12 т1сУтки ат-
*2. Расчет фонтанного подъемника при ограниченном отборе нефти
из скважины [32]
Задача 7.
Для получения из скважины оптимального дебита в течение
всего периода фонтанирования и для максимально возможного
удлинения этого периода необходимо подобрать такой диаМетр
подъемника, который обеспечивал бы работу на оптимальном ре-
жиме в конце фонтанирования, когда пластовое давление будет
минимальное. Найденный диаметр надо затем проверить на мак-
симальную пропускную способность подъемника в начальных усло-
виях фонтанирования, и только в случае, когда подъемник не смо-
жет пропускать более высокий начальный дебит скважины, сле-
дует подбирать диаметр его по начальным условиям фонтанирова-
ния из расчета работы на максимальном режиме.
Данные по скважине: расстояние до верхних отверстий фильтра
(длина подъемных труб) £ = 1500 м; начальный дебит скважины
QH=500 т!сутки-, конечный дебит скважины QK=75 т]сутки-, на-
чальный газовый фактор Goh=45O м3/т-, абсолютное начальное
забойное давление (давление у башмака) piH=200 ат; абсолютное
’конечное забойное давление piK=120 ат; абсолютное конечное
давление на устье ргк=10 ат; относительный удельный вес нефти
у=0,9.
Определяем оптимальный диаметр подъемника по конечным
условиям фонтанирования скважины:
</ = 0,188]/
М-
Р1к — Р2к
QKL
Ц — Ю(Р1к — р2к)
= 0,188 ]/
1500 - 0,9
120—10
75 • 1500
1500 0,9—10(120—10)
= 5,07 см.
Принимаем </усл=60 льк.
Проверим найденный диаметр на максимальную пропускную
способность по формуле
п _ 152, Irf3 (р1н —р2н)1,5
^макс 0,5/1,5
7
В этой формуле неизвестной величиной является давление на
устье скважины в начале фонтанирования Дгн, которое может быть
определено из формулы
(Р1н АнЛВ Р2Н ^5(3оа
Для облегчения и ускорения определения р2н можно восполь-
зоваться специальным графиком (см. рис. 13), но для этого надо
найти значение абсциссы:
0,012377.2 _ 0,0123 • 0,9 • 15002
^•5О0н ~ 5,ОЗ0,5 450 — 24,5.
184
По этому графику находим абсолютное давление на устье р2н~
= 105 ат При забойном давлении в начале фонтанирования piH=
=200 ат.
Находим максимальную пропускную способность 60-лл подъем-
ника:
152,1 5,ОЗ3 • (200 —105)1'5 пОС ,
<Х.„ =------=.335
Найденный диаметр 60-лл подъемника не сможет пропустить
более высокий начальный дебит скважины QH=500 г/сутки, а по-
тому определим необходимый диаметр подъемника по начальным
условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на
максимальном режиме:
d = 0,188 • --------QhT°,5 =
= 0,188 • 1/orJ^U • У500 • 0,9°’5 =5,85 см.
В этом случае можно принять ближайший больший стандарт-
ный с!усл = 73 мм, но при этом фонтанирование скважины прекра-
тится несколько раньше, или же при беспарафинистой нефти, ко-
гда не требуется применение механических скребков для очистки
труб от парафина, можно принять двухступенчатый подъемник из
труб диаметром 73 и 60 мм.
Длину верхней ступени из 73-лл труб приближенно можно оп-
ределить по формуле
/2= L d~di. = 1500-^=^03 = Ю50 м.
1 а^ —ах 6,2 — 5,03
Длина нижней ступени из 60-лл труб
/1==£ —/2 = 1500- 1050=450 м.
3. Расчет и подбор основного оборудования для эксплуатации
скважины штанговым насосом и установление режимных
параметров работы иасоса [37]
Задача 8.
Дебит скважины Q=9 т]сутки или 10 м3]сутки при удельном
весе нефти у=0,9 Г/л3; глубина спуска насоса £=2000 л; коэф-
фициент подачи насосной установки т]=0,7; динамический уровень
находится у приема иасоса.
Эта задача может быть решена при помощи диаграммы АзНИИ
(А. Н. Адонина) и таблицы теоретической производительности на-
сосов.
По диаграмме АзНИИ (см. рис. 20) для получения производи-
тельности насоса Q —10 м3/сутки. при коэффициенте подачи 11=0,7
и глубине установки £ = 2000 м рекомендуется станок-качалка
185
•СКНЮ-2115 (определяется пересечением проекций точек дебита и
глубины спуска насоса).
Этим же пересечением проекций определяется диаметр плун-
жера насоса £>пл=28 мм.
Тип насоса находят в зависимости от глубины его работы и
диаметра. При глубине до 1000—1200 м можно применять трубные
насосы. Для заданных условий (L=2000 м) принимаем насос
вставного типа НГВ-1.
Диаметр насосных труб зависит от типа и диаметра насоса.
Для насоса НГВ-1 диаметром 28 мм требуются насосные трубы
4усл 60 ММ.
Диаметр насосных штанг и группа прочности (марка) стали
зависят от диаметра насоса и глубины его работы. В заданных ус-
ловиях (£>пл = 28 мм-, Г=2000 м) следует взять двухступенчатую
колонну легированных насосных штанг из стали 36Г1 или 20ХН
диаметром 22 и 19 мм. В соответствии с таблицей приложения 18
надо взять 28% штанг диаметром 22 мм и 72% штанг диаметром
19 мм.
Станок-качалка СКНЮ-2115 имеет ход головки балансира s =
= 1,2; 1,5; 1,8 и 2,1 м и число качаний в минуту м=9, 12 и 15.
Для установления оптимального режима работы скважины надо
подобрать параметры насосной установки (длину хода и число
качаний) по диаграмме АзНИИ (см. рис. 20) или по таблице (при-
ложение 16).
Чтобы обеспечить спокойную и продолжительную работу стан-
ка-качалки, следует для получения заданного дебита (Q =
= 10 м31сутки) принять максимальную длину хода полированного
штока s=2,l м и подобрать необходимое число качаний (не выше
среднего) по таблице приложения 16. При т]=0,7 теоретическая
производительность насоса диаметром 28 мм будет
фг=-^Ф — 10 =14,3 м3[сутки.
т] 0,7
Из этой же таблицы находим, что при м=15, « = 2100 мм и
Дпл=28 мм QT = 27,9 м3/сутки. Расчетная теоретическая произво-
дительность нашего насоса QT= 14,3 м31сутки может быть получена
при длине хода s = 2,l м и числе качаний
« = «макс • -ITT= 15'4Иг~8 качаний В минуту.
Для получения такого числа качаний на быстроходном элек-
тродвигателе надо установить шкив диаметром
_ 8.990 _ 160
ыд— Л 1470
'*Д
где м = 8 — число качаний в минуту; с!р=990 мм — диаметр шкива
редуктора; 7=29,75 — передаточное число редуктора; пд=1470 —
число оборотов вала электродвигателя в минуту.
186
Необходимое число качаний может быть также определено по-
диаграмме АзНИИ. Для этого сначала найдем максимальную про-
изводительность насоса диаметром 28 мм, которая может быть по-
лучена при работе станка-качалки на максимальных параметрах
(s=2,l м и п=15 качаний в минуту). С этой целью переносим на
вертикальную ось точку пересечения проекции глубины спуска на-
соса (2000 м) с верхней линией области применения насоса диа-
метром 28 мм. Найдем QMaKc = 22,5 м3/сутки.
Число качаний
п=пмакс-^— = 15 • ~^-7 качаний в минуту.
vmskc
Расчетный метод решения этой задачи состоит в определении
при принятом типе станка-качалки диаметра плунжера £>пл, длины
хода полированного штока s и числа качаний п. Тип станка-ка-
чалки можно выбрать и позднее, после определения ОПл, s и п и
величины нагрузки на головку балансира.
В дальнейшем при выборе оптимального режима работы на-
соса будем исходить из условий получения минимальных напря-
жений в насосных штангах, а следовательно, и минимальной на-
грузки на головку балансира с последующей проверкой прочности
штанг на разрыв и выносливость (частота обрыва).
Для указанного выше условия — минимума напряжений в штан-
гах—основные параметры работы насоса (при коэффициенте по-
дачи т]=0,7 и удельном весе нефти у=900 кГ/м3) находятся между
собой в следующих зависимостях [32]:
<»
Дпл = 0,29/0^;, (2>
3,14 28 + 2,35 • 72 п со .
где qcp=—1---------------= 2,58 кг — вес 1 м насосных штанг
диаметром 22 и 19 мм (приложение 15).
Для определения наивыгоднейшего режима, соответствующего-
минимальному напряжению в штангах, возьмем ряд возможных
режимов. Для этого вначале задаемся для принятого типа станка-
качалки СКНЮ-2115 возможными значениями s и находим по фор-
муле (1) соответствующие им значения п.
Площадь сечения плунжера Fnn. определяется для принятых
значений s и вычисленных значений п из формулы производитель-
ности насоса:
где Q — производительность насоса в м3/сутки.
187
По площади плунжера находим его диаметр:
Затем задаемся стандартными значениями п и вычисляем по
формуле (2) соответствующие им значения Fan, а из формулы про-
изводительности насоса иа основе вычисленных значений F^ и
принятых значений п получаем
Результаты всех вычислений сведем в табл. 38.
Таблица 38
№ режима 5, M п смг °Пл> см
При стандартных значениях s
1 1,2 12,3 7,45 3,07
2 1,5 10,7 6,84 2,95
3 1,8 9,5 6,4 2,85
4 2,1 8,5 6,15 2,79
При стандартных значениях п
5 2,78 9 4,4 2,37
6 1,80 12 5,1 2,55
7 1,28 15 5,7 2,69
Из этой таблицы видно, что удовлетворяющими заданным усло-
виям являются режимы 1, 2, 3, 6 и 7, так как только при этих ре-
жимах зип. находятся в возможных для станка-качалки СКН10-2115
пределах.
Для выбора самого выгодного режима определим для указан-
ных режимов максимальные значения нагрузок в точке подвески
штаиг по формуле
р — । L (b ____S-~- )
'макс Чср£- I v Т 1440 I •
, Уш — Ун 7850 — 900 .... , ,
где Ь == —1---—— =---------------= 0,885 — коэффициент потери
уш 7 850
веса штаиг в жидкости; уш=7850 кПм3 — удельный вес материала
насосных штанг (стали); —-фактор динамичности.
При 1-м режиме
= 7,45 ‘У- + 2,58 • 2000 (0,885 + 1 ’21'4^-32-) =6570 кГ.
1\J* 1 t Ittv f
1 ЙО
При 2-м режиме
ПП 6,84-2000-900 . о со оппл/поос i 1,5-10,72 \
Ртх=--jQi------------1-2.58 • 2000/0,885-|— j-440 I = 6410 кГ.
При 3-м режиме
Ас == 6’—-2^-900 + 2,58 • 2000(0,885 + )=6290 кГ.
При 6-м режиме
Ас = 5,1 'У*10 4-2,58 • 2000 (0,885 + 1'8^-22) = 6418 кГ.
При 7-м режиме
Р™с «= 2^-^° + 2,58 • 2000 (0,885 + = 6625 кГ.
Как видно из сравнения найденных значений РМакс, самым вы-
годным будет 3-й режим, при котором нагрузка в точке подвески
штанг минимальная (Рмакс=6290 кГ).
При этом режиме максимальное напряжение в верхней штанге
dm=22 мм будет
. _ Ас _ 6290 = 1650 кПсм*,
макс /ш — 3,8
где /ш=3,8 см2—площадь сечения штанг диаметром 22 мм (при-
ложение 15).
Такое напряжение допустимо для штанг из легированной стали
20ХН.
Проверим Теперь 1, 2, 3, 6 и 7-й режимы на выносливость на-
сосных штанг, которая характеризуется частотой их обрыва.
Частота обрыва штанг за скважино-год может быть определена
по формуле А. С. Вирновского [32]:
где В — коэффициент, зависящий от качества стали.
Качество стали В и длина насосных штанг L для каждой сква-
жины являются величинами постоянными, поэтому частота обрыва
штанг будет пропорциональна параметру К, определяемому только
переменными величинами п, £>пл и dm-
Так как наибольшее число обрывов наблюдается обычно в верх-
ней части колонны штанг, то расчет ведем для верхней ступени
штанг диаметром 22 мм:
для 1-го режима
К1 =п =--12,3 (4т-)3 = 33-2:
для 2-го режима
Д'11 = 10,7 • (-^-^ = 25,9;
для 3-го режима
/Сп1 = 9 5 . ( 2,85 У = 20,6;
\ 2,2 )
для 6-го режима
кУ1 = 12 • = 1V;
для 7-го режима
KVII=15 • =27,3.
По Наименьшему числу обрывов самым выгодным будет 6-й ре-
жим, но 3-й режим имеет близкое к нему значение, поэтому при-
нимаем 3-й режим, при котором РмаКс имеет также минимальное
значение.
Полученные расчетным путем параметры Ппл и п нестандартны.
Принимая для 3-го режима стандартный диаметр плунжера 28 мм,
найдем необходимое число качаний в минуту:
п г 2,85
м = 9,5 • Ю.
Но так как принятый станок-качалка СКН10-2115 рассчитан
на стандартный числа качаний 9, 12 н 15, то для получения 10 ка-
чаний необходимо изготовить в промысловой мастерской и уста-
новить на электродвигателе соответствующего диаметра шкив.
Способ определения диаметра этого шкива указан выше.
4. Расчет максимальной нагрузки на насосные штанги по формуле
А. С. Вирновского [32]
Задача 9.
В предыдущей задаче был приведен расчет максимальной на-
грузки в точке подвески насосных штанг к головке балансира
Рмакс на основе элементарной (статической) теории. Но, как пока-
зывают расчеты, наиболее точные результаты, совпадающие с прак-
тическими данными непосредственного замера нагрузок динамо-
графом при средних и больших глубинах подвески насоса, дает
формула А. С. Вирновского, основанная на динамической теории
расчета нагрузок на штанги.
Дано: глубина спуска насоса L = 1800 м; погружение насоса
под динамический уровень й=50 м; диаметр насоса £>пл—28 мм;
насосные штанги двухступенчатые — длина верхней ступени штанг
диаметром 22 мм 504 м (28%) и длина нижней ступени штанг диа-
метром 19 мм 1296 м (72%); диаметр насосных труб dT=60 мм;
190
станок-качалка СКН10-2115; длина хода полированного штока s=
=2,1 м; число качаний в минуту п=12; удельный вес жидкости
у=900 кГ/м3; динамический уровень находится у приема насоса.
Параметр, характеризующий режим откачки, в данном случае
будет
vaL
и. =----,
г а '
пп 3,14-12
где (о=—~=-------—-----=1,26 — угловая скорость вращения кри-
OU ои
вошипов в радианах; L — глубина спуска насоса в м; а =
=5100 м[сек — скорость распространения звука в металле штанг;
По исследованиям А. Н. Адонина, граница между статическим
и динамическим режимами при откачке жидкости находится в пре-
делах значений параметра ц =0,354-0,45. Следовательно, формула
А. С. Вирновского в данном случае может быть применена.
Максимальная нагрузка по формуле А. С. Вирновского с учетом
собственных колебаний колонны штанг
Рмакс = Рш + Рж ~ Рж + 4 « 4^ (^ш + 0-ЗСРж) X
° а111 ~ 5
х - V + “2 < р* (' - 4) - +)
Входящие в эту формулу величины имеют следующие значения:
Рш—qili + <72/2=3,14 • 504 + 2,35 • 1296=4620 кг — вес колонны
насосных штанг в воздухе (<71 и <72— соответственно вес 1 м насос-
ных штанг диаметром 22 и 19 мм взят из таблицы приложения 15);
Р; = Уж(РплР-М1-Л/2) = (6,15-1800-3,8-504 —
— 2,83- 1296) =495 кг — вес столба жидкости между плунжером и
штангами (РВл, fi и fz— площади сечения плунжера и штанг взяты
из таблицы приложения 15);
Р"=0 — вес столба жидкости от приема насоса до динамиче-
ского уровня (уровень находится у приема насоса);
, 22-28+ 19-72 )OQ .
аш=~-------ГоО~~----=19,9 мм — средний диаметр насосных
штанг, эквивалентный диаметрам двухступенчатой колонны с уче-
том их процентного соотношения;
лп 3,14-12
(о=-^-==-----эд----=1,26 радиана — угловая скорость враще-
ния кривошипов;
а и Я1 — коэффициенты, зависящие от кинематики станка-ка-
. , л
чалки; коэффициент а — отношение угла поворота кривошипа ——
191
к такому углу его поворота, при котором скорость достигает мак-
симума; для станка-качалки СКНЮ-2115 при s=2,l м а = 1,15
[14]; коэффициент ai=-^=-^-^—-=0,82, где г=0,8б м — ра-
диус кривошипа при длине хода s=2,1 м [4];
Г* Епд — /ш 6,15 — 3,1 nio
л-/ш Хв-З.Г^0'18^
— коэффициент, равный отношению площадей просвета (/т — пло-
щадь проходного сечения бО-лси насосных труб, равная 19,8 см2 по
таблице приложения 15) ;
. т ____ 8,68 л у л
ws.r-0'74
(f' = 8,68 см2— площадь сечения 60-лл труб по металлу по таб-
лице приложения 15);
£ = 9,81 м]сек2 — ускорение силы тяжести;
). Еплт£2__ 6,15.900-18002 _
Е/ш КН • 2,1 • 106 • 3,1 М
— удлинение насосных штанг от веса столба жидкости (£ — модуль
упругости стали, равный 2,1 • 106 кГ/см2).
Подставив данные и найденные числовые значения величин, по-
лучим
Р,„€=462О+495 + ^Ц^-/^^^-(462О+О,3 . 0,18 • 495)Х
X j/o.82 • 0,74 - + 15гг2М,''” • 4620(1 - X
х (0,82 -...2 • 2>.2^ ) 6440 кГ.
\ 0,74 • 2,1 /
5. Расчет и подбор центробежного погружного электронасоса
и определение основных показателей его работы
Задача 10
Подобрать, пользуясь расчетным методом, оборудование для
эксплуатации скважины центробежным погружным электронасо-
сом и определить удельный расход электроэнергии при работе
этого насоса [7].
Исходные данные; диаметр эксплуатационной колонны D =
= 168 мм; глубина скважины Я=1210 м; дебит Q = 125 м2! с утки
жидкости с обводнением до 80%; коэффициент продуктивности
скважины /(=10 м2!сутки-ат; газовый фактор Go=20 м2)м2; ста-
тический уровень /1СТ=675 м; относительный удельный вес жидко*
сти у=0,98; кинематическая вязкость жидкости v=0,01 см2!сек;
192
показатель степени в уравнении притока п=1; расстояние от сква-
жины до сборной установки, находящейся на одном уровне, 1=
= 20 м (йг=0); избыточное давление в трапе рт = 1,0 ат\ напряже-
ние электросети 380 в.
1. Выбор диаметра насосных труб. Для сильно обводненной
нефти вязкостью v=0,01 смЦсек можно пользоваться имеющимся
графиком потерь напора на длине 100 м (см. рис. 25). Из этого
графика видно, что при к. п.д. труб т|тр=0,94 (пунктирная линия)
пропускная способность 48-л<л< труб составляет около 150 м3/сутки,
а труб диаметром 42 мм — около 100 м3{сутки. Следовательно, для
заданного дебита Q = 125 м3/сутки надо принять насосные трубы
d=48 мм.
2. Определение необходимого напора для работы погружного
насоса. Необходимый напор вычисляется по уравнению условной
характеристики скважины:
//с = het Ай йтр 4- йг 4- йт,
. • ЛХ. 10<2 Ю-125
где «ст—675 м — статический уровень; ДЛ =———=--------------—---•=
= 125 м — депрессия; /is=/iCT + ЛЛ=675 + 125=800 м — высота
подъема жидкости; Лтр— напор, теряемый на трение и местные
Сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до
Х(£ + 1)О2
трапа; йтр = 1,08• 104----------- (L —-глубина спуска насоса
в м\ d — диаметр насосных труб в мм).
Коэффициент гидравлического сопротивления Л при движении
в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от чи-
сла Рейнольдса Re и относительной гладкости труб К» [7].
Число Рейнольдса
Re = 0,147-^-,
где Q = 125 м3] сутки— дебит скважины; d=0,04 м — внутренний
диаметр 48-лж труб; v=0,01 см2/сек— вязкость жидкости;
Re =0.147- 0^X1= “5 500.
Относительная гладкость труб
_ 4. ___ 40,3 ___909
2Д — 2-0,1 —
где d — внутренний диаметр труб в мм\ \— шероховатость стеиок
труб в мм (для труб, не загрязненных солями и парафином, А
можно принять равной 0,1).
По цайденным значениям Re и Ks находим из графика (см.
рис. 26) коэффициент гидравлического сопротивления Х=0,025.
13 Заказ № 126
193
Для определения йтр необходимо иайти общую глубину спуска
насоса:
Ь = 4-й = 800 4-50 =--850 м,
где й=50 м — глубина погружения насоса под динамический уро-
вень, которая зависит от величины газового фактора и определя-
ется приближенным расчетом.
Потери напора на трение и местные сопротивления
Л, „-1,08 w *•(£ °2 —
= 1 да . 10. 35.м.
Для сравнения определим потери напора в трубах графическим
способом. Из рис. 25 для дебита Q — 125 м3/сутки и диаметра труб
d=48 мм находим потери напора в трубах длиной 100 м, которые
составляют 4,5 м. Потери напора на длине L 4- /=850 4- 20 = 870 м
будут
йтр = 4,5--§£- = 39 м.
Графический способ дает лишь приближенные результаты.
Принимаем /lTp — 35 м. Избыточное давление в трапе
, 10₽т 10-1
Лт = ^Г=-О^8-^10 М'
Общий потребный напор насоса Ян должен быть равен напору,
необходимому для работы скважины на заданном дебите Нс:
/4 = 74 = 6754-125 4-354-10 = 845 м.
3. Выбор иасоса. Насос для скважины подбираем на основании
характеристики погружных центробежных насосов, приведенной
в таблице приложения 21.
Из всех насосов для получения дебита Q = 125 м3/сутки и на-
пора Нс=845 м ст. жидк. наиболее подходит центробежный насос
ЭЦН-6-160-750 с числом ступеней 2= 121.
Согласно кривым рабочей характеристики этот насос (рис. 59)
три к. п. д. Цн = 0,5 м в пределах устойчивой зоны его работы может
давать производительность QH=125-r-175 м3!сутки и напор Нн=
= 880 = 720 м. При получении заданного дебита Q = 125 м3[сутки
насос будет создавать напор Нн=880 м.
Для приближения характеристики насоса к условной характе-
ристике скважины уменьшим число ступеней насоса.
Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения
необходимо напора, будет [7]
Лг = (1 — -^-}z= (1-----• 121 ^5 ступеней.
\ ** Н / \ OOW I
194
Следовательно, насос ЭЦН-6-160-750 должен иметь
121 —5=116 ступеней.
Вместо снятых ступеней внутри корпуса иасоса устанавлива-
ются проставки.
4. Выбор кабеля. Из таблицы приложения 24 выбираем трех-
жильный круглый кабель КРБК 3X25 сечением 25 мм2 и диамет-
ром 32,1 лл. На длине насоса и протектора (около 7 м) для умень-
шения габаритного диаметра агрегата берем трехжилЬный плоский
кабель КРБПЗХ16 на один размер меньше круглого, т. е.
сечением 16 мм2 и толщиной
13,1 мм.
Потери электроэнергии в ка-
беле КРБКЗХ25 длиной 100 м
определяются по формуле [7]
ДРК = 3/2/? . Ю-з,
где 7=70 а — рабочий ток
в статоре электродвигателя
ПЭ Д-35; R — сопротивление
в кабеле в ом.
Сопротивление в кабеле
длиной 100 л может быть опре-
делено по формуле
Рис. 59. Рабочие характеристики насоса
ЭЦН-6-160-750.
/? = Р/. А. 1°°,
где р/ — удельное сопротивление кабеля при температуре /к в °C
в ом • мм2/м; q =25 мм2 — сечение жилы кабеля.
Удельное сопротивление кабеля при ?к=40°С
Pt = р [ 1 + «(/к - 720)] = 0,0175 ] 1 + 0,004 (40 - 20)] =
= 0,019 ом • мм21м,
где р=0,0175 ом-мм2/м—удельное сопротивление меди при tzo',
а=0,004 —температурный коэффициент для меди; /?=0,019 • ~^Х
X 100=0,076 ом‘ ДРк=3-702-0,076-10-3=1,11 кет.
Общая длина кабеля будет равна сумме глубины спуска насоса
(850 л) и расстояния от скважины до станции управления (10 л).
Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля
1000 м. В этом кабеле сечением 25 мм2 потери мощности составят
1Д1
1000
100
= 11,1 кет.
13*
195
5. Выбор двигателя. Мощность двигателя, необходимую для ра-
боты насоса, отпределяем по формуле
Д7 - Q^c-103 -125 - 0,98 • 845 • 10s
86400-102^ 86400-102 - 0,5 ~
где т|н.=0,5 — к. п.д. насоса (по его рабочей характеристике).
С учетом потери мощности 11,1 кет в круглом кабеле потреб-
ная мощность составит
АГП = 23,5+ 11,1 = 34,6 кет.
В соответствии с таблицей приложения 22а принимаем электро-
двигатель ПЭД-35-123 мощностью 35 кет, диаметром 123 мм и дли-
ной 5549 мм.
Для этого двигателя из той же таблицы выбираем протектор
диаметром 110 мм и длиной 1152 мм.
6. Выбор автотрансформатора. Автотрансформатор служит для
повышения напряжения и компенсации падения напряжения в ка-
беле от станции управления до электродвигателя.
Для выбора автотрансформатора и определения напряжения во
вторичной его обмотке найдем величину падения напряжения в ка-
беле по формуле
At/ = yr3(rocos? + xosin?)4^ в>
где Го —активное удельное сопротивление кабеля в ол/кл; х0— ин-
дуктивное Удельное сопротивление кабеля в ом!км (для кабелей
КРБКЗХ25 приближенно Хо=0,1 ом/км}-, costp — коэффициент
мощности установки; sirup—коэффициент реактивной мощности;
/с = 70 а — рабочий ток статора; 1=850-]-10=860 .и=0,86 км —
длина кабеля (длина от скважины до станции управления принята
в Юл). ' • ' ... " ’'
Активное удельное сопротивление кабеля определяется по фор-
муле
г„ = р А . 10» = 0,019 • А- • 103 = 0,7б ом-.
U ri q ’ 2о
cosqp для электродвигателя ПЭД-35-123 равен 0,82 (см. прило-
жение 22а); угол <p=35°, a sintp=0,574.
Находим потери напряжения в кабеле:
• (0,76 • 0,82-]-0,1 • 0,574) 70 • 0,86 = 70 в.
Напряжение во вторичной обмотке трансформатора будет равно
сумме напряжения электродвигателя и величины потерь напряже-
ния в кабеле.
Для электродвигателя ПЭД-35-123 с напряжением 465 в тре-
буется напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора
с учетом потерь в кабеле (465-}-70) =535 в. Этому требованию
удовлетворяют автотрансформаторы АТС-30/0,5 нли АТС-3-30
196
й пределами регулирования напряжения во вторичной обмотке со-
ответственно 5104-682 или 5304-680 в (см. приложение 23).
7. Определение удельного расхода электроэнергии, приходя-
щейся на 1 г жидкости. Весьма характерным энергетическим по-
казателем работы погружной электронасосной установки является
расход электроэнергии на 1 т добытой жидкости.
Этот расход определяется по формуле [25]
_ 2,73// • 10“3
-
Лобш
КвТ • Ч. Т,
где Я—800 м — высота подачи жидкости; Цобщ—ЛтрПн'Пда'ПкПав—
общий к. п. д. установки; т)тр=0,96 к. п. д. труб (принимаем);
т)н=0,5 — к, п. д. насоса; т]дв = 0,734-0,76— к. п. д. двигателя при
полной его загрузке (принимаем т]дв=0,75); Т]к=0,74-0,95— к. п.д.
кабеля (принимаем т]к=0,83); Т]ав=0,96 — к. п. д. автотрансфор-
матора.
Находим T]O6ni=0,96 • 0,5 • 0,75 • 0,83 • 0,96=0,29.
Удельный расход электроэнергии
Э ~ 2.73 ’ Ю 3 = 7,5 кет • ч/т.
Для сравнительной оценки, чтобы исключить влияние высоты
подачи жидкости, определим расход электроэнергии на подъем 1 т
жидкости на высоту 1 м:
М = М=8,8 вт • ч1т • м.
Цобщ 0.29 '
6. Расчет основных показателей для проектирования
гидроразрыва пласта
Задача И.
Для расчета гидравлического разрыва пласта принимаем
эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: глу-
бина Я=1600 м; диаметр эксплуатационной колонны Д=168 мм;
грубы из стали марки С; эффективная мощность пласта й=8 ж;
интервал перфорации 1596—1600 м; число перфорационных отвер-
стий на 1 м эффективной мощности пласта 5; пластовое давление
РпЛ = 150 аг; забойное давление рзаб—120 аг; дебит скважины до
гидроразрыва Q=3 т/сутки-, вязкость нефти ц = 10 спз; нефтяной
пласт выражен мелкозернистым сцементированным песчаником,
имеет среднюю пористость 0,15 и небольшую естественную трещи-
новатость; проницаемость пласта k=0,05 д.
Основными расчетными показателями процесса гидроразрыва!
являются давление разрыва, расход рабочих жидкостей и Песка,
радиус, трещины, проницаемость трещин, призабойной зоны и всей
дренажной системы, дебит скважины после гндроразрыва, тип и
197
необходимое число агрегатов, ожидаемая эффективность гидрораз-
рыва.
Давление разрыва пласта на забое
Рразр Рв. г Рпл °р >
где рпл = 150 ат — пластовое давление; ар=15 ат — давление рас-
слоения пород;
в _ .1600 • 2,5
А. г--------кГ ==jo ат
— вертикальное горное давление (уп=2,5— относительный
средний удельный вес горных пород);
Рразр == 400 - 150 4-15 = 265 ат.
Давление разрыва на забое приближенно можно определить по
эмпирической формуле
D - 1600-1,75 __28Q
Рразр ю Ю
где jfeOn=l,5-^2,0 — опытный коэффициент (принимаем среднее зна-
чение £ОП=1,75).
Среднее значение давления разрыва на забое будет
/Д^-2^280 — 272,5 ат.
Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через
168-л«л« обсадную колонну проверим прочность колонны на внутрен-
нее давление по формуле Ламэ.
Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-
песконосителя вязкостью р,=250 спз будет
„ Dh~Db чтек । п । Лт ^7
рт ~ £% + £>2 к "I"Рпл "l" Ю 10 “ ’
где £>н=16,8 см — наружный диаметр эксплуатационной колонны;
DB=14,4 см— внутренний диаметр нижней части этой колонны
труб; аТек==3200 кГ/см2 — предел текучести для стали марки С;
К—1,5 — коэффициент запаса прочности; у=0,95— относительный
удельный вес жидкости разрыва; h — потери напора на трение
в 168-лси колонне (определяются по табл. 17 [29]); L = 1600 м —
длина обсадной колонны.
Принимая средний расход при закачке жидкости-песконосителя
равным 15 л!сек (1300 м2!сутки\, находим потери напора в 168-лси
колонне при глубине скважины 1750 м, для которой построена
табл. 17, й—56 м ст. жидк., а для нашей скважины глубиной Н—
= 1600 м эти потери будут
й = —= 51 м ст. жидк.
198
Следовательно,
16,82 — 14,42 3200 । ie0 । Р51 • 0,95
РУ~~ 16,82 + 14,42 ‘ 1,5 “Г1ои“Г 10
- -16—1'0-’95- = 329,4 ат.
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от проч-
ности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия
будет
/’стр
4
где Рстр=136 т — страгивающая нагрузка для 168-лл обсадных
труб из стали марки С [4]; /(=1,5—коэффициент запаса проч-
ности; G=50 Т — натяжение при обвязке обсадной колонны (по
данным бурового журнала);
Суу- — 5о) • 1000
Ру ~ 3,14 -14,42 ~ 24® ат-
4 “
Из полученных двух значений ру принимаем меньшее (246 ат).
Возможное забойное давление при ру=246 ат будет
। М олс । 1600 • 0,95 51 • 0,95 ОпО с
+ ------1б" = 246Н-----1Q-2------1^—= 393,6 ат.
Но так как потребное давление разрыва на забое меньше
(272,5 ат), то давление на устье скважины будет
Л = Ааб-т^ + 4г = 272’5 -2§2Т^ + ЛЦ^==124>9 ат-
Таким образом, давление на устье скважины (124,9 ат) полу-
чается значительно ниже допустимого для обсадных труб из стали
марки С, так как при толщине стенки 12 мм эти трубы испыты-
ваются на внутреннее давление 185 ат1. Поэтому в целях уменьше-
ния гидравлических сопротивлений при закачке рабочей жидкости
и для снижения общей величины давления разрыва гидравличе-
ский разрыв следует вести через 168-лс.и колонну при удовлетвори-
тельном ее техническом состоянии.
Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету.
Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости,
проницаемости пород призабойной зоны (с учетом наличия
1 Нефтяное оборудование. Каталог-справочник, т. II, книга 2. Гостоптехиз-
дат, 1961.
199
естественной трещиноватости), темпа закачки жидкости и давления
разрыва. По опытным данным, объем жидкости разрыва колеб-
лется в пределах 5ч-10 М Для данной скважины принимаем сред-
ний объем Ур=7,5 ж3 нефти.
Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой
жидкости (вязкости, фильтруемости и пескоудерживающей спо-
собности), количества закачиваемого в пласт песка и концентра-
ции его. Общее же количество песка определяется суммарным
объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин
плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но
эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету,
а потому нельзя определить расчетом и количество потребного
песка.
По данным отечественной и зарубежной практики рекомен-
дуется принимать количество закачиваемого при гидроразрыве
песка 8+10 г и больше на одну скважину. Принимаем Gn=8 т.
Концентрация песка С зависит от вязкости жидкОСти-песконо-
сителя и темпа ее закачки. АзНИИ ДН [18] рекомендует прини-
мать следующую концентрацию песка: для нефти вязкостью более
50 спз 150-5-300 г/л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью
до 250 спз 300 ч- 500 г!л.
Принимаем С = 300 г/л или 0,3 т/л<3.
При этом условии объем жидкости-песконосителя должен быть
= = 26,7 м3.
Оптимальная концентрация песка может быть определена на
основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей
жидкости по эмпирической формуле [29]
„ 4000
v ’
где С — концентрация песка в кг)м3\ и — скорость падения зерен
песка диаметром 0,8 мм в м/ч; в зависимости от вязкости жидкости
находим ц По графику (см. рис. 44).
Для вязкости жидкости-песконосителя 250 спз о = 13 м/ч, по-
этому С= . а= 308 кг!м3. Следовательно, в объеме 26,7 м3
1 о
содержится песка Gtt=308 • 26,7=8250 кг или «=8,2 т.
Объем жидкости-песконосителя должен быть несколько меньше
емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объ-
еме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса
закачки (после заполнения труб) будут работать при высоком
давлении, необходимом для продавливания песка в трещины.
Закачка же жидкости с абразивными частицами при высоких дав-
лениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов
насосов.
200
При закачке жидкости-песконосителя по обсадной колонне
Можно за один прием ввести в пласт в несколько раз большее ко-
личество песка, чем при закачке ее через колонку насосно-компрес-
сорных труб.
Емкость обсадных колонн и количество находящегося в них
песка приведены в табл. 39.
Таблица 39
Глубина скважины, м I4I-.WJM колонна 168-.И.К колонна
емкость, лс» содержание песка, кг при концентрации емкость, Л3 содержание песка, кг при концентрации
200 г/л 300 г/л 200 г/л зоо г/л
500 6,25 1250 1875 9,0 1800 2 700
750 9,4 1880 2820 13,5 2700 4050
1000 12,5 2500 3750 18,0 3600 5 400
1250 15,6 3120 4680 22,5 4500 6 750
1500 18,8 3760 5640 27,0 5400 8100
1750 21,8 4360 6540 31,4 6280 9 420
2000 25,0 5000 7500 36,0 7200 10 800
36 •1600
Емкость 1б8-л<л< обсадной колонны VK=—2000 —28,8 м3,
а принятое количество жидкости-песконосителя Уж. п = 26,7 ж3.
Объем продавочной жидкости во избежание оставления на за-
бое части песка должен быть на 20—30% больше, чем объем ко-
лонны. Избыточный объем продавочной жидкости должен закачи-
ваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттес-
нения песка и смыкания трещин вблизи стенок скважины.
Необходимый объем продавочной жидкости
у 3.H-0.IS» . . 3
“р 4 4 ’
где £>в=0,15 м — средний внутренний диаметр 168-лои колонны.
Общая продолжительность процесса гидроразрыва
, . ур+п+Упр 7,5 + 26,7 + 36,8
— 0,0546 суток —1,3 ч или 1 час 18 мин,
где Q—1300 ж3— суточный расход рабочей жидкости.
Радиус горизонтальной трещины приближенно может быть оп-
ределен по эмпирической формуле1
1 Ю. П. Желтов. Гидравлический разрыв пласта. Гостоптехиздат, 1957.
201
тде с — эмпирический коэффициент, зависящий от горного давле-
ния и характеристики горных пород, который для скважины глу-
биной до 2000 м принимается равным ~0,02; Q = 15 л/сек =
=900 л]мин— расход жидкости разрыва; ц=50 спз — вязкость
. 7,5.1440 __
жидкости разрыва; tP=-----—=8,3 мин — время закачки
1 oU v
-жидкости разрыва; fe=0,05 д — проницаемость пород;
гтр== 0,02 [э00 • /^]°’5 = 5,7 м.
Проницаемость горизонтальной трещины определяется по фор-
муле
, 108ш2 108-0,12 on пол Л
feTp = —12~ =--J22—f=83000 д,
тде <0 = 0,1 см — ширина трещины.
Проницаемость призабойной зоны будет
M + 0,05 - 8 + 83 000 - 0,001' 1П ,
'"ТйГ—----------8 + 07)61--= 10,45 д,
тде fen=0,05 д — проницаемость пласта; /г=8 м — эффективная
мощность пласта; <о=0,001 м — ширина трещины.
Проницаемость всей дренажной системы
kakn. з 1g -т5-
k, с=--------------------------,
, д Р Ггв
*n.3lgv~-Mn 1g—-
г тр 'с
тде /?к—радиус контура питания скважины или половина сред-
него расстояния между двумя соседними скважинами в м (прини-
маем 7?к=250 л<); гс=75 мм — 0,075 м— радиус забоя скважины;
ттр=5,7 м — радиус трещины;
0,05. 10,451g
1°-4518-В7^+°-051зтГЙ75
этого расчета, наличие только одной горизон-
шириной 0,1 см колоссально увеличивает проии-
Как видно из
тальной трещины
щаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышает прони-
цаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях весь
приток идет фактически по трещине.
Так как потери напора в трещине ничтожно малы, то можно
принять, что максимальный дебит Q скважины после гидравличе-
ского разрыва с образованием в призабойной зоне горизонтальных
или вертикальных трещин может быть найден по формуле
Q = - см^/сек,
' тр
202
где k — проницаемость пласта (дренажной системы) после гидро-
разрыва; h=8 м или 800 см — эффективная мощность пласта;
Др=рпл —рзаб = 150— 120=30 ат —перепад давления на забое;
g=10 спз — динамическая вязкость нефти; J?K=250 м— условный
радиус контура питания; гтр=5,7 м— радиус трещины;
Q =
2 • 3,14 • 0,107 - 800 - 30
10 In
250
5,7
= 425 слг3/се« = 36,7 м3)сутки
или 33 т/сутки.
При гидроразрыве пласта через обсадную колонну для закачки
рабочих жидкостей при давлении на устье 124,9 ат применяем це-
ментировочные агрегаты ЦА-320М. Для принятого темпа закачки
жидкостей 9 = 15 л!сек число насосных агрегатов (с учетом одного
резервного) составит
где <7аг=6,2 л)сек — производительность одного агрегата на IV ско-
рости при давлении р=130 ат и числе оборотов двигателя 1500
в минуту;
15
п = -g-g-Д-1 = 3,4 агрегата.
Принимаем п=4 агрегата.
Ожидаемый эффект от гидроразрыва предварительно может
быть определен по приближенной формуле Г. К- Максимовича [29],
в которой радиус скважины гс после гидроразрыва принимается
равным радиусу трещины гтр:
01
Гтр
где Q2 — дебит скважины после гидроразрыва; Qi — дебит сква-
жины до гидроразрыва; RK = 250 м — радиус контура питания;
гс=75 мм=0,075 м— радиус забоя скважины; гтр = 5,7 м — радиус
трещины;
lg^50_
е = —^- = 2,15 (раза).
lg~5T
Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так
как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком,
происходят не учитываемые формулой небольшие потери напора.
203
7. Определение максимально возможного дебита газовой
скважины и забойного давления
Задача 12.
Диаметр фонтанных труб d=73 мм (площадь внутреннего се-
чения f=0,0032 л2); диаметр эксплуатационной колонны D =
= 141 мм (площадь внутреннего сечения F = 0,0128 ж2); глубина
скважины Н= 1000 м\ абсолютное забойное давление р3аб —100 ат;
относительный удельный вес газа уг=0,57; газовая постоянная
/? = 51,5; средняя абсолютная температура газа в скважине Гср =
=300° К; давление на устье ру=1 ат.
Максимальный дебит будет при критической скорости газа
в подъемных трубах на устье:
®/кр = 3,33/^7 = 3,33 У 51,5 - 300 = 415 м/сек.
Максимальный дебит при отборе газа через фонтанные трубы
Рф==™кр/7у==415 • 0,0032 • 1 • 60 • 60 • 24 = 114200 м^/сутки.
Максимальный дебит при отборе газа через эксплуатационную
колонну
Q9Kc = wltpFpy = 415 • 0,0128 • 1 • 60 • 60 • 24 = 462000 м^/сутка.
Забойное давление при отборе газа через фонтанные трубы
Aa6==/^ee + fe (ee-l) ,
0,0683угН 0,0683 • 0,57 • 1000 Л1л ,
ГДО й =.....7cpz = ~ 300 0,92------------==0Д4 (коэФФи«иент
сжимаемости газа z=0,92 определяется по кривым рис. 9);
l,377Xg2rgpQ^ = 1,377 • 0,0254 • 0,922 30Q2 • 114,22 Q
d® 6,25
Здесь X — коэффициент гидравлического сопротивления, кото-
рый определяется по формуле Дарси—Вейсбаха; фф — в тыс.
м3/сутки.
Находим
Ааб = К i2 • 2,7180'14 + 3350 • (2,718о'14 -1) =
=/1 • 1,15 + 3350 • (1,15 — 1) = 22,4 ат.
Забойное давление при отборе газа через эксплуатационную ко-
лонну определится по той же формуле:
7заб = >
где а будет иметь то же значение (а=0,14);
l,377Xz2r2pQ^ __ 1,377 • 0,02 • 0,922 • 3002 4622
° — S3 — 12^5------------М
(для 141 -мм колонны Х = 0,02).
204
Следовательно,
Даб = VI2 • 2,7180’14 + 1355 (2,7180,1*—1)= 14,3 ат.
Но так как в нашем случае заданное давление на забое значи-
тельно выше (рзаб —100 ат), то при найденном максимальном де-
бите газовой скважины давление на устье будет также выше 1 ат.
Давление на устье и дебит скважины, соответствующие задан-
ному забойному давлению, могут быть определены методом под-
бора.
Задаемся сначала абсолютным давлением на устье ру=2 ат.
Тогда при отборе газа через подъемные трубы
С?Ф = 415 • 0,0032 • 2 • 60 • 60 • 24=228,4 тыс. м31сутки;
i/+ 1 , 1,377-0,0254 • 0,922 • 3002.228,42 Г
Рзз(1 J* 2 '1,15 “г* g 25 (1,16 1)
= 45 ат.
Так как заданное рэав почти в 2 раза выше, принимаем ру=
= 4 ат. Тогда
фф = 415 • 0,0032 • 4 • 60 • 60 • 24=457 тыс. м3]сутки;
т/7 ! , 1,377 • 0,0254 • 0,922 - 3002- 4572 м 1С 777
Рзаб= У 42 . 1,15 + —!----:--g-2§ ------------(1,15-1) =
= 91 ат.
Принимаем ру=4,4 ат. Тогда
С?Ф==415 • 0,0032 • 4,4 - 60 • 60 • 24^503 тыс. м3]сутка;
1/7+ , 1С , 1,377 - 0,0254 • 0,922 • 3002.5032 7~
Aa6 = У 4-4 • 1,15 + —’---------g-25------------(1Д5-1) =
= 100 ат.
Точно так же определим ру при отборе газа через эксплуатаци-
онную колонну и найдем, что при р3аб=Ю0 ат давление на устье
будет ру=2,2 ат, а дебит Q3kc=984 тыс. м3/сутки.
8. Определение расхода газа в газопроводе
Задача 13.
Замер газа производится стационарным самопишущим расхо-
домером ДП-430.
Дано: диаметр газопровода 0=20 см; диаметр отверстия диа-
фрагмы d=6 см; статическое давление в газопроводе р=30 ат—
=22 068 лии рт. ст.; перепад давления в дифференциальном мано-
метре Н=16О мм рт. ст.; t—7°C (или Т’=280°К); относительный
удельный вес газа у=0,85.
Требуется определить суточный отбор газа из скважины:
Q = 62,б7аМ, & V^"рт:ст .
205
По табл. 13 находим К= 62,67 ad2 1/1/ — =88,41, где Т
г Т г у
и у берутся для нормальных условий.
Формула (VI.94) примет следующий вид:
о гуо 1, 1Г-------- 1 f 273 0,8 1
Q Kfakf у PfT, ст^рт.ст ' У р ' -у ’ г •
Значение (3 = 1,009 (по табл. 12), е=0,95 (по рис. 42), kt=\.
У 293
= 1,023.
По табл. 15 — поправку на относительный удельный вес:
У^=0,97.
По рис. 8 и 9 коэффициент сжимаемости газа z=0,84.
Q = 88,41 • 1,009 • 0,95 • 1 • К22 068 • 160 • 1,023 • 0,97 • =
= 181,8 тыс. ма1сутки.
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
Соотношения между внесистемной и международной системами единиц
измерения (СИ)
(ГОСТ 9867-61)
Наименования единиц Сокращенные обозначения единиц измерения Переводный коэффициент
внесистемные международные
1 2 3 4
Длина м М
Масса т кг 103
Сила кГ н (ньютон) 9,80665
Плотность т/м3 103
кг /дм3 кг/м3 103
г/см3 103
Удельный объем м3/т Ю-з
дм3 /кг м3/кг Ю-з
см3 /г 10-з
Удельный вес кГ/м3 н/м3 9,80665
Г/см3
кГ1дмЪ Т! м3 кн/м3 9,80665
Давление кГ/см2 н/м2 98066,5
(ат техническая) кн/м2 98,0665
мн/м2 0,1
кГ/м2 н/м2 9,80665
Работа и энергия кГ м дж 9,80665
ккал кдж 4,1868
кал дж 4,1868
Мощность кГм/сек 9,80665
Л. с. вт 735,499
кал/сек 4,1868
Динамическая вязкость пз (пуаз) н • сек/м2 0,1
спз (сантипуаз) н • сек/м2 Ю-з
Кинематическая вяз- ст (стокс) м2/сек 10-4
КОСТЬ сст (сантистокс) м2/сек 10-6
Поверхностное натяже- дин/см н/м 10-з
нне
Количество теплоты кал дж 4,1868
ккал кдж 4,1868
Проницаемость д (дарси) М2 1,02 • 10-12
мд (миллидарси) м2 1,02 • 10-15
Пьезопроводность см2/сек м2/сек 10-4
Угловая скорость off/мин рад/сек 30
об /сек рад /сек 2л
Объемный расход 278 • 10-6
л/ч м3/сек 278 • 10-9
л/мин 16,67 • 10-6
Примечание. Для перевода внесистемных единиц Измерений в международные
необходимо количество этих единиц помножить иа переводный коэффициент (гр. 4).
207
Более крупные и более мелкие единицы измерения в системе СИ образуются
путем их умножения или деления на степень числа 10.
Приставки для образования кратных и дольных единиц
(ГОСТ 7663-55)
Кратность и долъность Название приставок Сокращенные обозначении Кратность и дельность Название приставок Сокращенные обозначения
1012 тера Т 10-1 деци д
109 гига Г 10-2 санти с -
106 мега М 10-з милли м
103 кило К 10-6 микро мк
102 гекто г 10-9 нано н
10 дека да 10-12 ПИКО п
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
/
Техническая характеристика стальных канатов (ГОСТ 3070-46) [4]
Диаметр, мм Число прядей Число проволок в прели Тип свивкн Вес 1 м, кг Разрывное усилие каната, кГ Допускаемая нагрузка на канат при пятикратном запасе прочности, кГ
; каната ПрОВОЛОКИ предел прочности проволоки н а растяжение, кПмм*
150 160 170 180 150 160 170 180
12,5 0,8 6 19 0,52 7 250 7 800 8 200 8 750 1450 1560 1640 1750
14,0 0,9 6 19 0,65 9 250 9 900 10 500 11 100 1850 1980 2100 2220
15,5 1.0 6 19 к га 0,81 11400 12 200 13 000 13 600 2280 2440 2600 2720
18,5 1,2 6 19 со 0) 1,2 16 400 17 500 18 600 19 700 3280 3500 3720 3940
21,5 1.4 6 19 1,6 22 400 23 900 25 400 26 700 4480 4780 5080 5340
25 1,6 6 19 2,1 29 200 31 100 33 200 35 000 5840 6220 6640 7000
208
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 * Трубы иасосно-комврессорные (ГОСТ 833-83) Теоретический »ес, кг 1 м трубы с муфтой при длине трубы 8 м •чг ь-со — гою"о5* счгочг е-ГоГг-Г^Г® to со
муфты Ю СО 1 М* 1 СО Ю »—* Ю Г- 00 Ю 00 СЧ О CQ 1 •» }*»•••* *»**.*« *. * ж О — О) ГОМ-ГО) ооо — сч м- ю®
1 м глад- кой трубы SIS! to® СЧСЧГ-. 00 05 М- ® 05 СЧ 00 м t- «о& — га счсчм- roi го га со — го сч 05 сч м- м-го 05*— го'го'со’ сч го' м-'®"о5*— га’го'го оо'
Длина муфты СО о" Сч” «JcTcO Soo3(N $> *£ 2)3 (Ji i—t СО LQ LQ т—< ri УХ т—1 T-и —<
Наружный диаметр St ОО О ООЮ я* СООЮО О со ОСО О со” О? bTr-Tof 5 00 CD со” оо” со” М«” Ь-*-*” иОЬ- 00 ОСЧСО й ^bOCDr- О »-ч CM Xf 1
Высадка длина переход- ной части 1 t 5 11 1 1 1 I § 8 888 * 3 а*
длина до переход- ной части а» ^11 1 III | 8 SSS 3 гх •—» <&
наружный диаметр *§, ГОО0МО5 ® сЗ 0?t2 111111 £ fcVssg К 8 fe§
Внутрен- няя диаметр СОСО оо оосо М* СЧ со со о о о о со со 38 S8 Е88 8838S3Y5288 »—< ГН
Толщина стенки ’О о юо ююо ююооюоюоюо xfvo LQ Ь- (OOb. СО со *f”lQ Ю Ь.”со оо о ь-
Наружный j диаметр гого о 05 го га м-счгога о о> го>го 38 £ SS2 Й338 R 3 S3
9 & з S " g а е- - g а акаа № 126 38 К Й338 К S82 209
(Ц 55 as 14 о Ч о, <5 гЯ'з/и аатпсив 03 Ю Ю 750 551 j 567 । 604 541 480 398
S « 3 » 8 s Ьй 8 089 500 575 550 497 491 381 360 1
з S в 4 03 ч Я 520 397 408 432 397 394 313 1 297
греннее давление, при юм напряжения в теле ы достигают предела гекучести, кГ/сл? Ю ю 1365 О 00 о Г“Ч 0801 ' 0801 980 । S о> 8 00 S6Z
□д к? 1155 913 913 913 829 803 СО К 1 673 1
х труб Ьй 8 1050 । 830 830 830 753 730 638 613
3 к а о S а е 3 о ¥ о ** О* ">1 X н съ И ° F X ч я и и £ Е 8 795 631 631 631 572 555 485 j 465
ження в а теку- го X X 1Л ю 21 400 27 700 36 300 ! 56400 75900 109 400 126100 8 СО Ю
ные характеристики насоси cs ч ск i к н « 0» й“ СК в « и и, а а « s. с ГО X с СК 03 а» ч ч Ю Ю § 00 1 8 § 8' 47 750 64100 8 Ю СЧ СП § 8 г—1 8 Я Г"<
Нагрузка, при коте теле трубы достиг* чести Ьй СК К S 16450 21300 27 900 43400 58 300 84100 97 100 1 006 ZII
с! 8 12 500 16 150 21 100 § £О 00 8 СП СО Ф 8 сО i' СП QO
в о № ВТ О Он ля резь- нопроч- ч 8 1 1 20,3 35,6 50,5 76,25 78,5 97,2
С (агрузка д сия иерав груб, Г й 1 1 17,15 30,15 42,6 64,5 66,4 82,2
« S и g И И а § я 2 « «а о ЬЙ S 1 1 15,6 38,7 58,5 8‘09 сч К
Страгив бового 8 1 1 11,87 20,80 29,40 8 3 О СП 3 о 8
НГК ‘ИЯИЭ1Э EHHHlirOJ, 3,5 3,5 4,0 5,0 5,5 6,5 6,5
ИЧГ 'Й1ЭИЕИ1Г НПНвОГЭЛ 33,0 42,0 48,0 । 0‘09 73,0 0'68 102,0 114,0
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Нормы растягивающих напряжений и давлений испытания
насосно-компрессорных труб
Показатели Группа прочности стали
д к Е Л м
Внутреннее сопротивление, кГ/мм2 65 70 75 80 90
Предел текучести, кГ1мм2 38 50 55 65 75
Давление испытания (в ат) труб условным диаметром до:
73 мм 255 300 300 300 300
89 „ 245 290 300 300 300
102 „ 1 114 „ } 210 250 270 300 300
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Предельные глубины спуска одноразмерных колонн
насосно-компрессорных труб при фонтанно-компрессорной
эксплуатации (в м)
Условный диаметр труб, мм Тип труб Группа прочности стали
д к Е
48 Гладкие 1750 2350 2550
Высаженные 3150 4150 4550
60 Гладкие 2050 2600 2850
Высаженные 3150 4100 4500
73 Гладкие 2050 2700 3000
Высаженные 3100 4100 4500
89 Гладкие 2150 2850 3150
Высаженные 3100 4050 4500
102 Гладкие 1900 2500 2800'
Высаженные 3050 4050 4500
114 Гладкие 1950 2600 2850
• Высаженные 3100 4100 4500
14*
210
211
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Предельные глубины спуска комбинированных одноразмерных колонн
при фоитаиио-компрессориой эксплуатации (в м)
Условный диаметр труб, мм Верхней секции из равно- прочных труб группы проч- ности стали К (36Г2С) Нижней секции из неравио- ' прочных труб группы проч- ности стали Д Общая глубина спуска Верхней секции из равно- прочных труб группы проч- ности стали К (36Г2С) Нижней секции из равно- прочных труб группы проч- ности стали Д Общая глубина спуска Верхней секции из равно- прочных труб группы проч- ности стали Д Нижней секции из неравно- прочных труб группы проч- ности стали Д Общая глубина спуска
60 2150 1970 4120 990 3130 4120 1160 1970 3130
73 2030 2060 4090 980 3110 4090 1050 2060 3110
89 1915 2165 4080 980 3100 4080 935 ' 2165 3100
102 2150 1930 4080 980 3100 4080 1170 1930 3100
114 2130 1970 4100 990 3110 4100 1140 1970 3110
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Предельные глубины спуска двухразмерных колонн при фонтанно-компрессорной
эксплуатации (в м)
Сочетания размеров труб, мм Из неравнопрочиых труб группы прочности стали Д с пределом текучести а =38 кГ!ммг Из'неравнопрочных труб группы прочности стали К с пределом текучести о =50 кПмм* Из иеравнопрочиых труб группы проч- ности стали Е с пре- делом текучести о =55 кГ/мм*
Лг Л1 н Л2 Л1 н hi Л1 н
73X60 600 1970 2570 790 2600 3390 870 2860 3730
89X60 1160 1970 3130 1510 2600 4110 1665 2860 4525
89X73 740 2060 2800 960 2715 3675 1060 2990 4050
102 X 60 1055 1970 3025 1380 2600 3980 1520 2860 4380
102 X 73 690 2060 2750 900 2715 3615 1000 2990 3990
102 X 89 55 2165 2220 70 2840 2910 80 3130 3210
114 X 60 1245 1970 3215 1635 2600 4235 1805 2860 4665
114X73 945 2060 3005 1245 2715 3960 1375 2990 4365
114 X 89 420 2165 . 2585 560 2840 3400 615 3130 3745
114 X Ю2 375 1930 2305 500 2530 3030 550 2800 3350
212
Продолжение приложения 8
Сочетанш размерив труб, мм Иэ равнопрочных труб группы прочности стали д с пределом текучести 9 =38 кПмм* Иэ равнопрочных труб группы прочности стали К с пределом текучести «т=50 кГ!мм* Из неравнопрочных труб группы проч- ности стали К (верх- няя секция) и д (ииж- ияя секция) с ат~55 кПмм*
Лэ Л, н Л3 Л, н Ла Л1 н
73X60 790 3130 3920 1040 4125 5165 1255 1970 3225
89X60 1500 3130 4630 1965 4125 6090 1830 1970 3800
89X73 960 3110 4060 1250 4090 5340 1410 2060 3470
102 X 60 1710 3130 4840 2250 4125 6375 1655 1970 3625
102 X 73 1235 3110 4345 1625 4090 5715 1295 2060 3355
102X89 410 3100 3510 545 4080 4625 655 2165 2820
114X60 1965 3130 5095 2585 4125 6710 1870 1970 3840
114X73 1570 3110 4680 2070 4090 6160 1570 2060 3630
114X89 890 3100 3990 1180 4080 5260 1040 2165 3205
114 X Ю2 550 3100 3650 730 4100 4830 995 1930 2925 5г 1
Сочетания размеров труб, мм Из неравиопрочиых труб группы прочности стали Е (верхняя секция) и Д (нижняя секция) Из tpy6 группы проч- ности стали Д равнопроч- ных (верхняя секция) н неравиопрочиых (нижняя секция) Из равнопрочных труб группы прочности стали К (верхняя секция) и неравиопрочиых Д (нижняя секция)
Йд Л, н Лг Й1 н Л2 Ai н
73X60 1530 1970 3500 1650 1970 3620 2665 1970 4635
89 X 60 2120 1970 4090 2090 1970 4060 3070 1970 5040
89X73 1705 2060 3765 1675 2060 3735 2650 2060 4710
102 X 60 1915 1970 3885 2225 1970 4195 3200 1970 5170
102 X 73 1555 2060 3615 1860 2060 3920 2840 2060 4900
102 X 89 915 2165 3080 1225 2165 . 3390 2200 2165 4365
114X60 2130 1970 4100 2390 1970 4360 3375 1970 5345
114 X 73 1830 2060 3890 2090 2060 4150 3075 2060 5135
114 X 89 1305 2165 3470 1560 2165 3725 2550 2165 4715
114 X Ю2 1260 1940 3200 1515 1930 3445 2500 1930 4430
Пршмечвиие, Н — общая глубина спуска двухразмериой колонны; hi— длина ниж-
ней секции; />> — Длина верхней секции.
213
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
Предельные глубины спуска одноразмерных колонн насосно-компрес-
сорных труб при глубиинонасосной эксплуатации (в ж)
Диаметр труб, мм Тип труб Трубы нз стали группы прочности
д К Е
48 Гладкие 1100 1400 1600
Высаженные 1900 2550 2800
60 Гладкие 1200 1650 1850
Высаженные 1900 2650 ; 2900
73 Гладкие 1300 1700 1900
Высаженные 1950 2600 2850
89 Г ладкие 1400 1900 2050
Высаженные 1950 2700 2950
102 Г ладкие 1250 1600 1800
Высаженные 2000 2600 2900
114 Гладкие 1250 1650 1800
Высаженные 1950 2600 2900
Предельные глубины спуска Двухразмерных колонн при глубнниоиасосной
эксплуатации (в м)
Сочетания размеров труб, мм Из равнопрочных труб группы проч- ности стали К (36Г2С) с пределом текучести 50 кГ/мм* Из равнопрочных труб группы проч- ности стали Е с пределом текучести 55 кГ?мм*
h-г Л: н ft. ftl н
60X48 1360 1630 2990 1480 1790 3270
73X48 1810 1190 3000 1980 1305 3285
73X60 940 1980 2920 1035 2175 3210
89X60 1660 1520 3180 1835 1555 3390
89X73 1125 1905 3030 1240 2090 3330
102 X 60 1780 1120 2900 1965 1220 3185
102 X 73 1350 1615 2965 1500 1770 3270
102 X 89 500 2340 2840 545 1585 2130
114X60 1980 750 2730 2175 825 3000
114X73 1650 1290 2940 1815 1420 3235
114 X 89 1005 1990 2995 1100 2200 3300
114 X 102 670 2225 2895 725 2450 3175
Примечание. Я—общая глубина спуска колонны; hi —длина нижней секции;
Па — длина верхней секции.
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Предельные глубины спуска комбинированных одноразмерных колонн
при глубиинонасосной эксплуатации (в ж)
Условный диаметр труб, мм Верхней секции из равно- прочных труб группы проч- ности стали К (36Г2С) Нижней секции из неравно- прочных труб*группы проч-” ности стали Д Общая глубина спуска Верхней секции иэ равно- прочных труб группы проч- ности стали К (36Г2С) Нижней секции иэ неравно- прочных труб группы проч- । ности стали К (35Г2С) Общая глубина спуска Верхней секции иэ равно- прочных труб группы проч- ности стали Д Нижней секции из неравно- прочных труб группы проч- ности стали Д Общая глубина спуска
60 2150 380 2530 1525 1010 2535 1155 765 1920
73 2030 490 2520 1375 1145 2520 1045 875 1920
89 1910 740 2650 1240 1410 2650 940 1070 2010
102 2150 450 2600 1550 1050 2600 1170 805 1975
114 2130 495 2625 1505 1120 2625 1140 850 1990
214
ПРИЛОЖЕНИЕ 12
Предельные глубины спуска при гидропескоструйной перфорации
одноразмерных колонн насосно-компрессорных труб (в ж)
Тип труб и группа прочности (марка) стали Условный диаметр труб (наружный), лглг
60 73 89 114
Трубы неравнопрочные С 850 1000 1100 800
600 900 1000 750
д 1100 1300 1450 1100
800 1150 1300 1050
к 1600 1700 2000 1800
1100 1400 1800 1700
Е 1700 2150 2350 2000
• 1250 1850 2100 1900
215
Тип труб н группа прочности (марка) стали Условный диаметр труб (наружный), мм
60 73 89 114
Трубы равнопрочные С 1650 1850 1750 1809
1300 1650 1650 1750
Д 2000 2150 2150 2250
1650 1900 2050 2150
К 2800 3000 3000 3100
2200 2800 2900 2900
Е 3150 3400 3450 3600
2500 3000 3300 3500
Примечание. Числитель — при работе четырех насадок; знаменатель — при работе
шести иасадбк.
Предельные глубины спуска Труб определены при условиях: коэффициент безопасности —
1,5; перепад давления в насадках —200 кГ/сл<!; расход жидкости на насадку —3,2 л/сек-,
коэффициент гидравлического сопротивления Л-0,02; коэффициент, учитывающий увеличение
потерь напора из-за наличия песка в жидкости, ф—1,2.
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
Предельные глубины спуска при гидропескоструйиой перфорации
двухразмерных колонн иасосио-компрессорных труб (в я)
Группа проч- ности (марка) стали Сочетание размеров насосно-компрессорных труб, мм
114 X 89 114 X 73 114 X 60 89 X 73 89 X 60 73 X 60
1 2 3 4 5 6 7
Е и Е Л1 1000 550 1000 400 1000 200
1650 2150 700 1400 400
ь 2350 2150 1700 2150 1700 1700
3450 3400 3150 3400 3150 3150
2350 4450 2700 2700 2550 2700 1900
5050 5300 4100 4550 3550
Е и К hl 700 600 1000 500 1000 400
1500 2000 800 1500 500
2000 2 3000 1700 1600 1700 1600 1600
3000 2800 зооо 2800 2800
2000 " 3700 2300 2600 2200 2700 2000
4500 4800 3800 4300 . 3300
Ь' -ч
К и Е ftj —_ 300 800 — 700 - 100
1000 1500 300 1000 300
216
Продолжение приложения 13
Группа проч- мости (мйрка) стали Сочетание размеров насосно-иомпрессориых труб, мм
114 X 69 114 X 73 114 х во 84 х 73 84 X «0 73 X 60
1 2 3 4 5 б 7
К и Е Ей Л К и К Е и С К и Д Д и Е » . 2350 7,2 3450 „ 2350 3450 . 450 1 1650 . 1450 2 2150 н 1900 3800 Л1 300 л22222- 2 3000 н 2000 3300 Al_™ 1 1900 2 1750 Н 1800 3700 Л, .Л» 1000 1450 Л2 2150 {! 1750 3150 hi ~ „ 2350 Лг 3450 ,, 2350 3450 2150 3400 2450 4400 950 2250 1300 2150 2250 4400 400 1100 1700 3000 2100 4100 1150 2400 1000 1850 2150 4250 700 1600 1300 1250 2000 3750 300 2150 3400 2150 3700 1700 3150 2500 4650 1250 2600 1100 2000 2350 4600 800 1600 1600 2800 2400 4400 1350 2700 850 1650 2200 4350 1000 2000 1100 2000 2100 4000 100 800 1700 3150 1800 3950 2150 3400 2150 3700 1000 1550 1300 2150 2300 3700 200 400 1700 3000 1900 3400 1200 1800 1000 1850 2200 3650 700 1100 1300 2150 2000 3250 2150 3400 2150 3400 1700 3156 2400 4150 1300 2000 1100 2000 2400 4000 800 1100 1600 2800 2400 3900 1500 2300 850 1650 2350 3950 1100 1600 1100 2000 2200 3600 1700 3150 1700 3150 1700 3150 1800 3450 650 1300 ПОР 2000 1750 3300 200 400 1600 2800 1800 3200 800 1700 850 1650 1650 3350 800 1000 1100 2000 1900 3000 1700 3150 1700 3150
Продолжение приложения IS
ПРИЛОЖЕНИЕ 14
Группа проч- ности (марка) стали Сочетание размеров иасосно-компрессориых труб, мм
114 X 89 114 X 73 114 X 60 89 X 73 89 X 60 73 X 60
1 2 3 4 5 6 7
К и С < 400 900 1100 900 1200 600
Л* 1300 1800 . 2200 1300 1900 1300
. 1100 1000 850 1100 850 850
hi 1750" 1850 1650 1850 1650 1650
„ 1500 1900 1950 1900 2050 1450
3050 3650 3850 3150 3550 2950
ДиК — 100 — 100 —
п1 400 1000 200
и 2000 1700 1600 1700 1600 1600
2 3000 3000 2800 3000 2800 2800
„ 2000 1700 1700 1700 1700 1600
3000 3400 3800 3000 3000 2800
Д И Д л. 100 350 50 450 —
1 700 900 1250 250 700 100
ь. 1450 1300 1100 1300 1100 1100
2 2150 2150 2000 2150 2000 2000
н 1450 1400 1450 1350 1550 1100
2850 3050 3250 2400 2700 2100
Д и С hi 250 500 300 600 100
1 600 1050 1400 450 1000 400
ь? ПОР 1000 850 1000 850 850
2 1750 1850 1650 1850 1650 1650
н 1100 1250 1350 1300 1450 950
2350 2900 3050 2300 2650 2050
С и С А — 150 — 250 —
1 150 600 950 550 100
Л 1100 1000 850 1000 850 850
*2 1750 1850 1650 1850 1650 1650
н 1100 1000 1000 1000 1100 850
1900 2450 2600 1850 2200 1750
Примечание. Числитель — для неравиопрочиых насосно-компрессориых труб, зна-
менатель — для равнопрочных иасосно-компрессориых труб.
Обозначения: /ц — глубина спуска верхней секции (труб ббльшего диаметра); пв — глу-
бина спуска нижней секции (труб меньшего диаметра); Н — общая глубина спуска двухраз-
мерной колонны труб. Предельные глубины спуска труб определены при условиях: коэффи-
циент безопасности 1,5; перепад давления в насадках —200 к.Г1см\ расход жидкости на на-
садку 3,2 л/сек; число рабочих насадок 4; коэффициент гидравлического сопротивления
Л-0,02; коэффициент, учитывающий увеличение потерь напора из-за наличия песка в жид-
кости ф—1,2.
91R
Предельные глубины спуска при гидропескоструйной перфорации
двухраэмериых колонн бурильных и насосио-компрессорных труб (в ж)
TpynnajipoM- иостн (марка) стали Сочетание размеров бурильных и насосио-компрессорных труб, мм
114 х U4 114 X 89 114 х 73 114 Х60 89 X 89 89 X 73- 89 X 60
1 2 3 4 5 « 7 8
Е и Е Ь 1200 1700 2200 2700 1100 1700 2300
Л1 " 900 1700 2100 — 1100 1600
ь 2000 2350 2150 1700 2350 2150 1700
-1 3600 3450 3400 3150 3450 3400 3150
„ 3200 4050 4350 4400 3450 3850 3000
11 3600 4350 5100 5250 3450 4500 4750
Е и К t 1300 1800 2300 2600 1200 1900 2300
Л1 200 1100 1800 2200 400 1200 1700
t 1800 2000 1700 1600 2000 1700 1600
3100 3000 3000 2800 3000 3000 2800
3800 4000 4200 3200 3600 3900
3300 4100 4800 5000 3400 4200 4500
К и Е 800 1300 1800 2200 700 1400 1900
"1 500 1300 1700 — 800 -1300
и 2000 2350 2150 1700 2350 2150 1600
2 3600 3450 3400 3150 3450 3400 3150
„ 2800 3650 3950 3900 3050 3550 3500
Н 3600 3950 4700 4850 3450 4200 4450
Е и Д . 1800 2200 2600 2800 1700 2200 2500
—
1 1000 1700 2300 2500 1100 1800 2100
ь 11°° 1450 1300 1100 1450 1300 1100
2 2250 2150 2150 2000 2150 2150 2000
„ 2900 3650 3900 3900 3150 3500 3600
3250 3850 4450 4500 3250 3950 4100
К и К . 900 1400 1900 2200 900 1500 1900
700 1400 1800 100 900 1400
. 1800 2000 1700 1600 2000 1700 1600
2 3100 3000 3000 2800 3000 3000 2800
н 2700 3400 3600 3800 2900 3200 3500
» 3100 3700 4400 4600 3100 3900 4200
Продолжение приложения 14
Группа проч- ности (марка) стали Сочетание размеров бурильных и иасосно-компрессориых труб, мм
114 X 114 114 X 8» 114 X 73 114X60 89 X 89 89 X 73 89 X 60
1 2 3 4 5 6 7 8
Е и С 2100 2400 2700 2900 2000 2300 2600
Л‘ 1400 1900 24Й0 2700 1400 1900 2300
h, 800 1100 1000 850 1100 1000 850
* 1800 1750 1850 1650 1750 1850 1650
„ 2900 3500 3700 3750 3100 3300 3450
" 3200 3650 4250 4350 3150 3750 3950
К и Д , 1500 1800 2200 2400 1700 1800 2100
Л* 600 1300 1800 2100 800 1400 1700
1100 1450 1300 1100 1450 1300 1100
z 2250 2150 2150 2000 2150 2150 2000
2600 3250 3500 3500 3150 3100 3200
П 2850 3450 3950 4100 2950 3550 3700
К и С 1700 2000 2300 2500 1600 2000 2200
1000 1500 1900 2300 1100 1500 1900
t 800 1100 1000 850 1100 1000 850
1800 1750 1850 1650 1750 1850 1650
2500 3100 3300 3350 2700 3000 3050
H 2800 3250 3750 3950 2850 3350 3550
ДнЕ 300 800 1300 — 600 1100
rti 111 — 300 700 — 400
2000 2350 2150 1700 2350 2150 1700
h'1 3600 3450 3400 3150 3450 3400 3150
rr 2000 2650 2950 3000 2350 2750 2800
11 3600 3450 3700 3850 3450 3400 3550
Д и К 400 1000 1300 100 700 1100
"1 — 400 800 —‘ — 600
1800 2000 1700 1600 2000 1700 1600
Л'2 3100 3000 3000 2800 3000 3000 2800
„ 1800 2400 2700 2900 2100 2400 2700
3100 3000 3400 3600 3000 3000 3400
Д И Д 900 700 1200 1500 600 1000 1400
"1 — 300 900 1100 — 600 900
, 1100 1450 1300 1100 1450 1300 1100
Л2 2250 2150 2150 2000 2150 2150 2000
9?п
Продолжение приложения 14
Группа Проч- ности (Марка) стали Сочетание размеров бурильных и насосно-компрессорных труб, мм
114 X 114 114 X 89 114 X 73 114 X 60 89 X 89 88 X 73 89 X 60
1 2 3 4 5 6 7 8
ДиД „ 2000 2150 2500 2600 2050 2300 2500
2250 2450 3050 3100 2150 2750 2900'
ДиС . 700 1000 1300 1600 800 1200 1500
“1 ; " 600 1000 1300 300 800 1100
. 800 1100 1000 850 1100 1000 850
2 1800 1750 1850 1650 1750 1850 1650
„ 1500 2200 2300 2450 1900 2200 2350
1800 2350 2850 2950 2050 2650 2750
Примечание. Числитель — для неравнопрочных насосно-компрессорных труб, знаме-
натель — для равнопрочных иасосно-компрессориых труб.
Л| — глубина спуска бурильных труб; hi — глубина спуска иасосио-компрессориых труб;
Н — общая глубина спуска двухразмерной колонны труб.
Предельные глубины спуска труб определены при условиях: коэффициент безопасно-
сти 1,5; перепад давления на насадках 200 кПсм1-, расход жидкости иа насадку 3,2 л/сек;
число рабочих насадок 4; коэффициент гидравлического сопротивления Л*»0,02; коэффициент,
учитывающий увеличение потерь напора нз-за наличия песка в жидкости, <р=1,2.
ПРИЛОЖЕНИЕ 15
Расчетные данные по плунжерам, насосным штангам н трубам
1. Плунжеры штанговых насосов
Показатели Диаметр, мм
28 32 38 43 56 68 93
Площадь сечения плун- жера, смг 6,15 8,04 11,34 14,6 24,6 36,3 67,9
Вес 1 м жидкости (во- ды) над плунжером, «е 0,62 0,8 1,13 1,46 2,46 3,63 6,79
II. Насосные штанги
Показатели Диаметр, мм
16 19 22 25
Площадь поперечного сечения штанг, йм* Вес Г м штанг с муфтами, кг . . . 2,01 1,67 2,83 2,35 3,8 3,14 4,9 4,1
221
III. Н а со си о-к о мпр е сс о р н ы е н обсадные трубы
Показатели Диаметр, мм
48 60 73 89 102 114 141 168 219
Площадь проход- ного сечення труб, см2 . . 12,75 19,8 30,18 45,22 61,62 78,97 120 177 314
Площадь попе- речного сечення тела труб, см2 5,56 8,68 11,66 16,82 19,41 23,58 36 43 62
Вес 1 м труб гладких с муф- тами, кг . . . 4,45 7,0 9,46 13,67 15,78 19,09 34,9 44,6 64,1
Вес 1 м труб (с высаженными концами) с муф- тами, кг . . . 4,59 7,2 9,62 14,07 16,14 19,66 —
При м е ч а и и я. 1. При определении веса 1 м насосных штайг и насосно-компрессорных
труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8 м.
2. Обсадные трубы Диаметром 141, 168 и 219 мм приняты соответственно с внутренним
диаметром 125, 150 и 200 мм. v
ПРИЛОЖЕНИЕ 16
Теоретическая производительность штанговых насосов (в м3/сутки)
(коэффициент подачи т] = 1)
Число кача- ний в ми- нуту Длниа хода полирован- ного штока, мм Диаметры иасосов, мм
28 32 38 43 56 68 93
5 300 1,33 1,73 2,45 3,14 5,31
450 1,99 2,59 3,67 4,7 7,96 -
600 2,66 3,45 4,89 6,27 10,62 — —
6 900 4,78 6,21 8,80 11,29 19,12 28,24 52,92
1200 6,38 8,28 11,74 15,05 25,49 37,66 70,56
1500 7,97 10,35 14,67 18,81 31,86 47,07 88,20
1800 9,57 12,42 17,60 22,57 38,23 56,48 105,84
2100 11,16 14,49 20,54 26,33 44,60 65,90 123,48
2400 12,76 16,56 23,50 30,10 50,98 75,31 141,12
2700 14,35 18,63 26,41 33,86 57,35 84,73 158,76
3000 15,95 20,70 29,23 37,62 63,80 94,14 176,40
7 450 2,79 3,62 5,13 6,58 11,15 16,47 30,87
600 3,72 4,83 6,85 8,78 14,87 21,97 41,16
750 4,65 6,04 8,56 10,97 18,58 27,46 51,45
900 5,58 7,24 10,27 13,17 22,30 32,95 61,74
1050 6,51 8,45 11,98 15,36 26,02 38,44 72,03
1200 7,44 9,66 13,69 17,56 29,74 43,93 82,32
1350 8,37 10,87 15,40 19,75 33,45 49,42 92,61
1500 9,3 12,08 17,12 21,94 37,17 54,92 102,90
222
Продолжение приложения 16
Число кача-
12
Длина хода полирован- ного штока, мм Диаметры насосов, мм
28 32 33 43 56 63 93
300 2,39 3,10 4,40 5,64 9,56
450 3,59 4,66 6,60 8,46 14,34
600 4,78 6,21 8,80 11,29 19,12
900 7,18 9,32 13,20 16,93 28,67 42,36 79,38
1200 9,57 12,42 17,60 22,57 38,23 56,48 105,84
1500 11,96 15,52 22,00 28,22 47,80 70,60 132,30
1800 14,35 18,63 26,41 33,86 57,35 84,73 158,76
2100 16,75 21,74 30,81 39,50 66,91 98,85 185,22
2400 19,14 24,84 35,21 45,14 76,46 112,97 211,68
2700 21,53 27,94 39,61 50,79 86,02 127,09 238,14
3000 23,92 31,05 44,01 56,43 95,58 141,21 264,60
3300 » 26,31 34,16 48,41 62,07 105,14 155,33 291,06
450 3,99 5,18 7,34 9,40 15,93 23,54 44,10
600 5,32 6,90 9,78 12,54 21,24 31,38 58,80
750 6,64 8,62 12,22 15,68 26,55 39,22 73,50
900 7,97 10,35 14,67 18,81 31,86 47,07 88,20
1050 9,30 12,08 17,12 21,94 37,17 54,92 102,90
1200 10,63 13,80 19,56 25,08 42,48 62,76 117,60
1350 11,96 15,52 22,00 28,22 47,79 70,60 132,30
1500 13,29 17,25 24,45 31,35 53,10 78,45 147,00
300 3,19 4,14 5,87 7,52 12,74 18,83 35,28
450 4,78 6,21 8,80 11,29 19,12 28,24 52,92
600 6,38 8,28 11,74 15,05 25,49 37,66 70,56
900 9,57 12,42 17,60 22,57 38,23 56,48 105,84
1200 12,76 16,56 23,47 30,10 50,98 75,31 141,12
1500 15,95 20,70 29,34 37,62 63,72 94,14 176,40
1800 19,14 24,84 35,21 45,14 76,46 112,97 211,68
2100 22,33 28,98 41,08 52,67 89,21 131,80 246,96
2400 25,52 33,12 46,94 60,19 101,95 150,62 282,24
2700 28,71 37,26 52,81 67,72 114,70 169,45 317,52
3000 31,90 41,40 58,68 75,24 127,44 188,28 352,80
3300 35,09 45,54 64,55 82,76 140,18 207,11 388,08
300 3,99 5,18 7,34 9,40 15,93 23,54 44,10
450 5,98 7,76 11,00 14,11 23,90 35,30 66,15
600 7,97 10,35 14,67 18,81 31,86 47,07 88,20
750 9,97 12,94 18,34 23,51 39,82 58,84 110,25
900 11,96 15,52 22,00 28,22 47,79 70,60 132,30
1050 13,95 18,11 25,67 32,92 55,76 82,37 154,35
1200 15,95 20,70 29,34 37,62 63,72 94,14 176,40
1350 17,94 23,29 33,01 42,32 71,68 105,91 198,45
1500 19,94 25,88 36,68 47,02 79,65 117,68 220,50
1800 23 92 31,05 44,01 56,43 95,58 141,21 264,60
2100 27,91 36,22 51,34 65,84 111,51 164,74 308,70
2400 31,90 41,40 58,68 75,24 127,44 188,28 352,80
2700 35,88 46,58 66,02 84,64 143,37 211,82 396,90
3000 39,87 51,75 73,35 94,05 159,30 235,35 441,00
3300 43,86 56,92 80,68 103,46 175,23 258,88 485,10
223
ПРИЛОЖЕНИЕ 17
Таблица рекомендуемых глубин спуска насосов на углеродистых штангах
(при значении апр=7 кГ/мм1)
Конструкция колонны штанг Диаметры насосов, мм 28 32 38 43 56 68 4в
Глубина спуска насосов, м
Одноступенча- тые Диаметры штанг, мм: 16 19 22 25 1150 1300 1020 1170 860 1000 720 860 650 790 590 380* 470
1ииа ступеней колон» Диаметры штанг, мм: 19 ы в % 34 к общ 38 ей гл у С 45 ине сп 55 уска
16 66 62 55 45 — — —
Глубина спуска, м 1480 1310 1100 920* — — —
Двухступенча- тые Диаметры штаиг, мм: 22 28 31 36 42 55
19 72 69 64 58 45 — —
Глубина спуска, ж 1620 1460 1260 1060 320 — —
Диаметры штанг, мм: 25 42 56
22 — — — — 58 44 —-
Глубина спуска, м — — — — 960* 720 —
Длина ступеней колонны в % к общей глубине спуска
Трехступекча- тые Диаметры штанг, мм: 22 26 29
19 28 32 — — —
16 46 39 — — — —
Глубина спуска, л 1760 1570 — — — —
Диаметры штанг, мм: 25 27 33
22 — — 30 35 — -Ч,—
19 — — 43 32 — — —
Глубина спуска, м 1490 1270 — — —
Примечание. Конструкции колонн для глубни, отмеченных звездочками, можно
применять только в виде опыта.
224
ПРИЛОЖЕНИЕ 18
Таблица рекомендуемых глубин спуска насосов на штангах
ив Нормализованной стали 20ХН м 36Г1 (при значении спр=9 кГ!ммг)
Конструкция колонны штанг Диаметры насосов, мм 28 32 ЭВ 43 56 68 №
Глубина спуска насосов, м
Одноступенча-
тые
Диаметры штанг,
мм:
16
19
22
25
1000*
760
490*
610
Длина ступеней колонны в % к общей глубине спуска
Диаметры штанг, мм: 19 16 Глубина спуска,* 35 65 1890* 39 61 1680* 46 54 1410* 55 45 1180* — —
Двухступенча- тые Диаметры штанг, мм: 22 28 30 35 41 54
19 72 70 65 59 46 — —
Глубина спуска, л 2080 1870 1610 1370 1050 — —
Диаметры штанг, мм: 25 28 32 40 55
22 — — 72 68 60 45 —
Глубина спуска, л — — 1810* 1570* 1230 910 —
Длина ступеней колонны в %
к общей глубине спуска
ТрехступенЧа- Диаметры штанг,
тые мм:
22 25 28 — — — „• .
19 28 32 — — —
16 47 40 — — — — —
Глубина спуска,* 2270* 2010* — — — —
Диаметры штанг,
мм:
25 20 23 26 31
22 23 26 30 35
19 57 51 44 34 — — —
Глубина спуска,* 2450* 2200* 1900 1620* — —
16 Заказ № 126
ПРИЛОЖЕНИЕ 19
Таблица рекомендуемых глубин спуска насосов иа штангах
из сорбитизированной стали 15НМ (при значении ffDP = ll кГ/Мм2)
Конструкция колонны штаиг Диаметры насосов, мм 28 32 38 43 56 68 93
Глубина спуска насосов, м
дноступенча- тые Диаметры штанг, мм: 16 1790 1600 1340 1120 — —
19 2050 1830 1580 1350 1020 750 470
22 — — — — — — 600
25 — — — — — — —
Длина ступеней колонны в % к общей глубине спуска
Диаметры штанг, мм:
19 35 39 46 55 — — —
16- 65 61 54 45 — — —
Глубина спуска, м 2300 2060 1730 1450 — — —
Двухступенча- тые Диаметры штанг, мм: 22 27 30 35 41 54 74
19 73 70 65 59 46 26 —
Глубина спуска, ж 2550 2280 1970 1690 1280 935 —-
Длина ступеней колонны в % к общей глубине спуска
Трехступенча- тые Диаметры штаиг, мм: 22 25 28 33 40 - —
19 29 32 39 46 — — —
16 46 40 28 14 — —
Глубина спуска, ж 2750 2460 2070 1740 — — —
226
ч
S;
tq
Вес электро- двигателя, кГ о о© о о о с с о фффффффффф 558 S 8 8 8* 8 2 S 55 $ 8 8' 8“ 8“ 8 2 g й г-м г-м i-м CM С© тГ < r-ч »—< сч со Th IQ
Маховой момент ротора, кГм §£8888888 §£88888888 О О CM О1 Ф b- Ф Ф 00 OOCNiNlOS^O^ b- О О О О О О —1 гч сч • ООООООСТИЧЧО
^пуск.макс S о д 5= СО Ф Ф 00 тГ 00 00 00 ф СЧЮСЧфхГт^м^х^хГм^ C4C4CNCNCNOJOJCNO1 CNCNCNCNC4C4CNCNC4CN
м пуск, нач S о Я ООСНООФФСНСПСНСП СО ф СП О СП СП сн о> сн сн r-Г СЧ _ О) i-М г-М ^М r-М i-М г-М
м и S о iOOlOQOlOOlOO lOOOiOOOOtOiOO ф Ф Ф |> Ь- Ь- Ь- Г-. Ь- тГФФФФФФФФЬ*
При номинальной нагрузке cos 9 СЧ^Ю©Ь-Ь-Ь-Ь-00 СЧФооОг-’СЧСО'^ФЬ- ООООоООООООООООООО ЬмЬ-Ь-ОООООООООООООО о© о о сГо'сГо'сГ ффффоффффф
1 к. п. д., % ФФФФФФФФФ ЮЮфффффФЮЮ T-t со -ч+Г © © Г-Т 00 СП ф ф*сн"оГсо'ф*ф*'© Ь-00 СП 00 00 00 00 00 00 оо 00 СП Ь- СО QO 00 00 00 00 со со
ток статора, а1 к 1 ОО’—’фСЧффОфФ ООт^ФСЧФФФФФФ со ©" сп xfT о" ьГ сп «е* ф* сч" хг" ф~ о” ф*т-7 ©Г o' ф" r-ч CM С4 со 1© ъ- т-t r-< ©J CN Ф Ь-
скольже- ние, % СОСОФФФФФФФ 'фффффффффф 1О Ю>(Г^Г СЧ СЧ (М О) СЧ r^r^cocoeoeooic'ic'ic'l
скорость вращения, об/мин RSSSSSSSS ^SS^SSSSooS ТГ Mf rt< TF ТГ яф ТГ хг СПфСПСПСПСПСПСПазСП г*М г—< ( 1—1 т—1 т—1 т-М г—Ч (
Номиналь- ная МОЩНОСТЬ. кет Ь-ООФФФФФФФ О |> СО Ф ф Ф Ф Ф Ф Ф . - CS мГ t<O £ g 00 з - ~ CS чгь.- О 2g 00 О
Электродви- гатель Ф©©©ФФФ©Ф© ДсмДсЧСЧсбсЧсбсЧ Дс41-м©1счг6счс6счсо TfxpiOlQ©0SSOO ’Ч’^ффФЮГ'мГ'мСОСО ССССССССС ЕССССЕССЕС ооооооооо оооооооооо
1 Значение тока приведено и номинальному напряжению
15*
227
о
в
ПРИЛОЖЕНИЕ 21
Техническая характеристика погружных центробежных электронасосов
м н/п Шифр насоса Номинальный режим при работе на воде Число ступе- ней Длина, мм Тип комплектного электродви- гателя Минималь- ный диаметр эксплуата-j ц ио иной колонны, мм Макси- мальный диамет- ральный габарит, мм
подача, м*[ сутки напор, м ст. жид к. потребная мощность, кет насоса верхней секции инжией секции
1 ЭЦН-5-20-750 20 775 6 207 5750 __ ПЭ Д-7-103 122 114
2 ЭЦН-5-20-1000 20 1070 8,6 289 8075 2510 5665 ПЭД-10-103 122 114
3 ЭЦН-5-20-1300 20 1300 10,8 353 9575 4010 5665 ПЭД-10-103 122 114
4 ЭЦН-5-40-700 40 780 10,1 207 5750 —— — ПЭД-10-103 122 114
5 2ЭЦН-5-40-950 40 950 12 226 5750 — — ПЭД-10-103 122 114
6 ЭЦН-5-80-800 80 780 16,4 206 5750 — — П ЭД-20-103 122 114
7 ЭЦН-5-80-1300 80 1350 29 351 9575 4010 5665 П ЭД-28-103 122 114
8 ЭЦН-5-130-600 130 670 18,9 167 5750 — — ПЭД-20-103 122 114
9 ЭЦН-5-200-650 200 690 33 186 8075 2510 5665 ПЭД-40-103 122 114
10 ЭЦН-5-200-800 200 840 39,5 227 9575 4010 5665 ПЭ Д-40-103 122 114
11 ЭЦН-6-100-900 100 860 17 171 5750 — — ПЭД-17-119 144 136
12 ЭЦН-6-160-750 160 780 27 121 4320 — — ПЭД-35-123 144 136
13 ЭЦН-6-160-1100 160 1090 38,2 171 5730 — — ПЭД-35-123 144 136
14 ЭЦН-6-250-800 250 875 43 151 5730 — — ПЭД-46-123 144 136
15 ЭЦН-6-350-650 350 650 48,5 116 5730 — — П ЭД-46-123 144 136
16 ЭЦН-6-500-450 500 430 51 100 5730 — — ПЭД-55-123 144 136
17 ЭЦН-6-700-300 700 300 45 81 5730 — — ПЭД-46-123 144 136
18 ЭЦНИ-5-40-950 40 860 11 204 5750 — — ПЭД-10-103 122 114
19 ЭЦНИ-6-160-750 160 670 24,2 109 4320 — — ПЭД-35-123 144 136
20 ЭЦНИ-6-160-1100 160 975 35 153 5730 — — ПЭД-35-123 144 136
21 ЭЦНИ-6-160-1450 160 1315 45,5 214 8045 2525 5655 ПЭД-46-123 144 136
22 ЭЦНИ-6-250-800 250 790 39,6 137 5730 — — ПЭД-46-123 144 136
23 ЭЦНИ-6-250-1050 250 1050 52 193 8045 2525 5655 ПЭД-55-123 144 136
24 ЭЦНИ-6-350-650 350 650 49 106 5730 — — ПЭД-46-123 144 136
25 ЭЦНИ-6-350-850 350 800 64 149 8045 2525 5655 ПЭ Д-75-123 144 136
26 ЭЦНИ-6-500-450 500 415 50,8 93 5730 — — ПЭД-46-123 144 136
27 ЭЦНИ-6-500-750 500 710 80 158 9555 4025 5655 ПЭД-75-123 144 136
Примечание. Отклонения действительных параметров насосов от значений их, указанных в таблице, не превышают: не напору —
мннус 5%, по подаче —плюс или минус 5% и по потребляемой мощности — плюс 8%.
ПРИЛОЖЕНИЕ»
Техническая характеристика погружных электродвигателей
< Тип электродвигателя Номинальные параметры Скольжение, % а с* *4 3 о S *> м В S 3 о м ^макс 3 О X 3 Наружный диаметр электро- двигателя, мм Длина электродвигателя, мм Наружный диаметр протек** тора, мм Длина протектора, мм Общая длина электродвига- теля и протектора, мм Температура рабочей среды,
мощность, кет напряжение, в сила тока, а число оборотов в минуту
П ЭД-14-103 14 600 24,7 3000 6,0 5,00 2,0 2,65 103 4590 92 1560 6150 50
ПЭД-20-103 20 750 28,2 3000 6,5 4,50 2,0 2,65 103 5270 92 1560 6 830 45
ПЭ Д-28-103 28 850 33,0 3000 7,0 5,10 2,2 2,80 103 5550 92 1560 7110 70
ПЭД-40-103 40 1000 40,0 3000 8,0 4,35 1,9 2,35 103 6230 92 1560 7 790 50
ПЭД-10-123 10 520 18,0 3000 5,0 6,70 2,5 3,10 123 2913 114 1938 4 851 50
ПЭД-55-123 55 800 62,0 3000 6,0 5,00 2,0 2,40 123 7270 114 1938 9208 70
ПЭД-75-123 75 975 70,5 3000 6,5 4,60 1,8 2,15 123 8554 114 1938 10492 40
ПЭД-100-123 100 1050 84,0 3000 6,5 5,15 1,8 2,40 123 8554 114 1938 10492 70
ПЭД-125-170 125 950 101,0 3000 5,3 5,40 1,6 2,50 170 5420 150 1705 7 125 70
ПЭД-190-170 190 950 154,0 3000 5,0 6,05 1,9 2,65 170 7841 150 1705 9546 70
ПРИЛОЖЕНИЕ 22а
Техническая характеристика электродвигателей и протекторов
Показатели Электродвигатель
ПЭД-10-103 ПЭД-17-119 П ЭД-35-123 ПЭД-46-123
Мощность, кет 10 17 35 46
Напряжение, в 350 400 465 600
Сила тока, а 33 43 70 70
Число оборотов в минуту 3000 3000 3000 3000
Скольжение, % 5,0 4,5 4,5 6,0
^пуси 5,75 6,45 7,15 5,7
>вом
AlnyCH 2,6 2,6 2,8 2,8
Л^мом
& =£ я X © 0 X s л 3,45 3,55 3,45 3,25.
К. П. д„ % 72 73,5 76,0 76,0
COS ф 0,72 0,78 0,82 0,84
Наружный диаметр, мм 103 119 123 123
Длина, мм Наружный диаметр про- 4276 4911 5549 6833
тектора, мм 92 110 110 110
Длина протектора, мм . . Общая длина электродвн- 1560 1152 1152 1152
гателя с протектором, мм 5836 6063 6701 7985
Температура рабочей сре- 75
ды, °C 70 70 90
ПРИЛОЖЕНИЕ 23
Характеристика автотрансформаторов типа АТС
Положение клемм Тип электродвигателя
ПЭД-10, ПЭД-17, ПЭД-28 ПЭД-28, ПЭД-35 ПЭД-46
Тип автотрансформатора
АТС 30/0,6 АТС 3-20 АТС 30/0,5 АТС 3-30 АТС 50/0,5 АТС 3-76
Напряжение во вторичной обмотке, в
AiBjCj А3В3С3 А4В4С4 А5В5С5 AeBjCj 587 553 518 484 449 414 560 530 500 470 440 410 682 648 613 579 544 510 680 650 620 590 560 530 781 750 718 686 635 623 800 770 740 710 680 650
ПРИЛОЖЕНИЕ 24
Характеристика кабелей для погружных электронасосов
Тип кабеля Число жил Сечение жилы, мм' Наружный диаметр или толщина кабеля, мм
КРБКЗХ50 3 50 40,0
КРБКЗХ35 3 35 34,7
КРБКЗХ25 3 25 32,1
КРБКЗХ16 3 16 29,3
КРБПЗХ25 3 25 14,2
КРБПЗХ16 3 16 13,1
КРБПЗХЮ 3 10 12,2
ЛИТЕРАТУРА
1. Амике Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. Гостоп-
'техиздат, 1962.
2. А м и я н В. А. Освоение, эксплуатация и ремонт фонтанных скважин.
Тостоптехнздат, 1955.
3. А м н я н В. А. Повышение производительности скважин. Гостоптехиздат,
1961.
4. Андреев А. Г. Справочник инженера по добыче нефти. Гостоптехиздат,
1953.
5. Апельции И. Э., Максимович Г. К. Подготовка воды для завод-
нення нефтяных пластов. Гостоптехиздат, 1951.
6. Аре неон Р. И. Нефтепромысловые машины и механизмы. Гостоптех-
издат, 1963.
7. Богданов А. А. Погружные центробежные электронасосы. Гостоптех-
нздат, 1957.
8. Бугров В. А., Стриженова Н. Ф. Экономика, организация н пла-
нирование нефтедобывающих предпрнитий. Гостоптехиздат, 1962.
9. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и
-скважин. Гостоптехиздат, 1963.
10. Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации и
.вскрытия пласта. ВНИИ Гостоптехиздат, 1962.
11. Временная инструкция по определению уровня Жидкости в скважине
методов Линдтропа. Гостоптехиздат, 1944.
12. Временные правила технической эксплуатации нефтяных н газовых ме-
сторождений. Гостоптехиздат, 1955.
13. Гриненко Б. С. Задачи и типовые расчеты по добыче газа. Изд-во
Львовского университета, 1955.
14. И б а т у л о в К. А. Практические расчеты по буровым и эксплуатациои-
:ным машинам и механизмам. Азнефтеиздат, 1955.
15. Исакович Р. Я. Контрольно-измерительные приборы в добыче нефти.
Гостоптехиздат, 1954.
16. Инструкция по обработке нефтяных скважин соляной кислотой. Гостоп-
техиздат, 1953.
17. Инструкция по плаиироваиию, учету и калькулированию себестоимости
добычи нефти и газа. Гостоптехиздат, 1956.
18. Инструкция по применению гидравлического разрыва пласта в нефтяных
н нагнетательных скважинах. Изд. АзНЙИ ДН, 1959.
19. Инструкция по промывке и чистке песчаных пробок в нефтяных сква-
жинах. Гостоптехиздат, 1941.
20. Инструкция по эксплуатации насосио-компрессорных труб. Азнефтеиздат,
1957.
21. Инструкция по уравновешиванию станков-качалок при помощи ампер-
клещей. Азнефтеиздат, 1957.
232
22. К а з а к А. С. Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприво-
дом. Гостоптехиздат, 1961.
23. Каталог-справочник. Оборудование и инструмент для добычи нефти, т. III,.
Гостоптехиздат, 1960.
24. Коротаев Ю. П., Полянский А. П. Эксплуатация газовых скважин
ГостопТехиздат, 1961.
25. Кулизаде К. Н. Сборник примеров и задач по курсу электрооборудо-
вания нефтяных промыслов. Азнефтеиздат, 1957.
26. Лаврушко П. Н., Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газо-
вых скважин. Изд-во «Недра», 1964.
27. Лебедев С. А. и др. Исследование нагнетательных скважин. Гостоп-
техиздат, 1956.
28. Лобков А. М. Сбор и транспорт нефти на промыслах. Гостоптехиздат,.
1955.
29. М а к с и м о в и ч Г. К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. Гостоп-
техиздат, 1957.
30. Манвелян Э. Г. Техника безопасности при эксплуатации нефтяных
скважин. Гостоптехиздат, 1963.
31. Мелнк-Асланов Л. С., Сидоров О. А. Гндропескоструйный метод
перфорации скважин и вскрытие пласта. Азернешр, 1964.
32. Муравьев И. М. и Крылов А. П. Эксплуатация нефтяных место-
рождений. Гостоптехиздат, 1949.
33. Овна танов Г. Т. Глубинные штуцеры. Азнефтеиздат, 1944.
34. Ов и ат а нов Г. Т. Вскрытие пласта и освоение скважии. Гостоптехиз-
дат, 1959.
35. Овиатанов Г. Т. Вскрытие и обработка пласта. Изд-во «Недра», 1964..
36. Опыт гидропескоструйной перфорации. ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
37. Оркни К. Г., Кучинский П. К. Расчеты в технологии и технике до-
бычи нефти. Гостоптехиздат, 1959.
38. Пивоваров И. Ф. и др. Справочное руководство по нефтепромысло-
вым трубам. Изд-во «Недра», 1967.
39. Пирвердяи А. М., А дон ин А. Н. Вопросы гидравлики и работоспо-
собности глубинного насоса. Азнефтеиздат, 1958.
40. Применение бесштанговых насосов на нефтепромыслах. ГосИНТИ, 1962.
41. Смирнов А. С. и ШирковсКий А. И. Добыча и транспорт газа.
Гостоптехиздат, 1957.
42. Справочник по добыче нефти, ч. I, II и III (под редакцией
проф. И. М. Муравьева). Гостоптехиздат, 1958, 1959 и 1960.
43. Султанов Д. К. Основы техники безопасности в нефтедобывающей
промышлеииости. Гостоптехиздат, 1956.
44. Уманский Л. М. Пути снижения себестоимости в нефтедобывающей
промышленности. Гостоптехиздат, 1962.
45. У м а и с к и й Л. М., Уманский М. М. Экономика нефтяной и газовой
промышленности. Изд-во «Недра», 1965.
46. Фаииев Р. Д. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Гос-
топтехиздат, 1958.
47. Чернов Б. С. и др. Гидродинамические методы исследования скважин
и пластов. Гостоптехиздат, 1960.
48. Чижяченко Д. А., Баз лов М. Н., Цыганок П. И. Нефтепромы-
словое хозяйство. Гостоптехиздат, 1957.
49. Ш е й и м а и А. Б., С е р г е е в А. И., Малофеев Г. Б. Электротепловая
обработка призабойной зоны нефтяных скважин. Гостоптехиздат, 1962.
СОДЕРЖАНИЕ
Стр,
Предисловие............................................ 3
Раздел I
Расчетные н справочные материалы
I, Определение свойств нефти и газа в пластовых условиях. Определе-
ние приведенных пластовых давлений................................. 5
1. Определение давления насыщения нефти газом, объемного коэф-
фициента и усадки нефти ........................................ 5
2. Определение вязкости нефти в пластовых условиях ..... 7
3. Определение коэффициента сжимаемости пластовой нефти ... 11
4. Определение коэффициента сжимаемости газа в пластовых усло-
виях ........................................................... И
5. Приведение пластовых давлений к заданной плоскости.......... 11
II. Вскрытие пласта и освоение скважин.............................. 13
1. Расчеты по гидропескоструйной перфорации..................... 13
2. Расчеты при освоении скважии................................. 17
III. Эксплуатация фонтанно-компрессорных и газовых скважин .... 20
1. Расчет фонтанного подъемника................................. 20
2. Расчет компрессорного подъемника............................. 25
3. Определение диаметра штуцера................................ 28
4. Расчет колонны подъемных труб при фонтанно-компрессорной
эксплуатации ................................................... 29
5. Расчет установки периодического компрессорного подъемника . . 34
6. Определение давления сжатого газа при освоении газовой сква-
жины .......................................................... 37
7. Определение максимально возможного дебита газовой скважины. 38
8. Определение диаметра фонтанных труб......................... 38
9. Определение диаметра штуцера для газовой скважины .... 38
10. Определение работы расширения газа иа этапах его движения 39
11. Определение температуры подогрева газа у скважины для пре-
дотвращения образования гидратов ................................ 40
IV. Эксплуатация скважин штанговыми насосами....................... 41
I. Определение производительности и коэффициента подачи насос-
ной установки.................................................. 41
2. Определение длины хода плунжера в м........................ 42
3. Определение диаметра плунжера, обеспечивающего максималь-
ную производительность иасоса.................................. 43
4. Подбор основного глубиннойасосного оборудования нормального
ряда н установление режима работы иасоса....................... 44
5. Расчет ступенчатых колони насосных штаиг................... 48
6. Определение приведенных напряжений в насосных штангах . . 49
234
Стр,
7. Проверка необходимости установки утяжеленного низа колонны
насосных штанг и определение его веса.........................
8. Расчет газового и газо-песочного якорей..................
9. Расчет подлива жидкости в затрубное пространство насоснык
песочных скважин.............................................
10. Расчет уравновешивания станков-качалок...................
11. Определение мощности электродвигателей для станков-качалок .
12. Расчет клиноременных передач...................•. . . .
13. Определение допускаемой глубины спуска насосных труб при
глубиинонасосной эксплуатации ...............................
V. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
А. Центробежные электронасосы .....................................
1. Выбор диаметра насосных труб..............................
2. Определение необходимого напора центробежного электронасоса
3. Подбор насоса.............................................
4. Выбор кабеля и определение потери мощности в нем..........
5. Выбор электродвигателя....................................
6. Выбор автотрансформатора..................................
7. Подбор оборудования по номограммам........................
8. Определение удельного расхода электроэнергии..............
Б. Гидропоршневые насосы ............................................
1. Определение расхода рабочей жидкости......................
2. Определение Давления рабочей жидкости.....................
3. Определение подачи погружного насоса......................
4. Определение мощности и к. п. д. установки.................
VI. Исследование скважин на приток...............................
1. Определение уровней жидкости в глубиннонасосных скважинах
2. Подсчет давлений, замеренных глубинными манометрами . . .
3. Определение коэффициента гидродинамического совершенства
скважин.....................................................
4. Определение забойного давления в фонтанной скважине по за-
трубному давлению на устье..................................
5. Определение забойного давления в газовых скнажинах ....
6. Исследование фонтанных скважин методом установившихся
отборон жидкости............................................
7. Исследование фонтанных скважин методом восстановления за-
бойного давления ...........................................
8. Исследование компрессорных скважин методом установив-
шихся отборов ..............................................
9. Исследование глубиннонасосных скважин методом установив-
шихся отборов ..............................................
10. Исследование методом установившихся отборов скважин, экс-
плуатируемых центробежными погружными электронасосами
11. Исследование газовых скважин методом установившихся отбо-
ров ........................................................
12. Исследование скважин при совместно-раздельной эксплуатации
' Двух пластов ...........................................
13, Исследование нагнетательных скважин.....................
14. Определение по динамограмме нагрузок на полированный шток
и коэффициента подачи насосной установки....................
15. Измерение расхода жидкостей и газов.....................
VII. Поддержание пластового давления в нефтяной залежи..........
1. Определение числа нагнетательных скважин, расхода воды и да-
вления нагнетания ..........................................
2. Определение количества воды и газа, необходимых для поддер-
жания пластового давления ..................................
3. Расчет водоочистной установки............................
52
54
56
57
60
63
65
65
65
65
66
68
69
69
74
74
74
74
76
76
77
77
79
81
85
87
88
92
94
95
96
98
99
102
103
104
109
109
110
112
VIII. Увеличение проницаемости призабойной зоны скважин.............. 116
235
Стр.
1. Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва
пласта......................................................... 116
2. Определение расчетных показателей солянокислотной обработки . 120
3. Определение расчетных показателей термокислотной обработки
забоя скважин.................................................. 123
IX. Подземный ремонт скваЖнн........................................ 125
1. Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок . . 125
2. Расчет йромывкн песчаных пробок струйным насосом............. 131
3. Расчет чистки песчаной пробки гидробуром..................... 132
4. Расчет чистки песчаной пробки водо-воздушной смесью .... 134
5. Расчет крепления призабойной зоны скважины цементным И це-
ментно-песчаным раствором...................................... 136
6. Расчет крепления призабойной зоны фенолформальдегидной смо-
лой ........................................................... 138
7. Расчет нагрузки на крюк, оснастки талевой системы и рациональ-
ного использования мощности подъемника.................. 140
X. Сбор и транспорт нефти н газа на промыслах.................... 142
1. Расчет вертикальных гравитационных трапов.................... 142
2. Расчет гидроцнклонных газосепараторов........................ 144
3. Расчет отстойников.......................................... 146
4. Расчет нефтеловушки......................................... 147
5. Расчет напорных нефтепроводов............................... 148
6. Расчет самотечных нефтепроводов............................. 149
7. Расчет нефтесборных коллекторов............................. 151
8. Расчет промысловых газопроводов н газосборных коллекторов . 152
9. Теплотехнический расчет основной аппаратуры обезвоживающей
установки..................................................... 155
XI. Экономические расчеты.......................................... 158
I. Определение себестоимости нефти и газа...................... 158
2. Определение эффективности применения методов поддержания
пластового давления ........................................... 168
Раздел II
Примеры решения задач
1. Обработка материалов исследования скважин на приток (задачи
2. Расчет фонтанного подъемника при ограниченном отборе нефти
из скважины (задача 7)........................................ 184
3. Расчет н подбор основного оборудования для эксплуатации сква-
жины штанговым насосом и установление режимных пара-
метров работы насоса (задача 8)............................... 185
4. Расчет максимальной нагрузки на насосные штанги по формуле
А. С. Вирновского (задача 9).................................. 190
5. Расчет н подбор центробежного погружного электронасоса н оп-
ределение основных показателей его работы (задача 10) . . 192
6. Расчет основных показателей для проектирования гидроразрыва
пласта (задача 11)............................................ 197
7. Определение максимально возможного дебита газовой скважины
и забойного давления (задача 12) .......................... 204
8. Определение расхода газа-в газопроводе.................... 205
Приложения....................................................... 207
Литература........................................................ 232
Юрчук Александр Максимович
РАСЧЕТЫ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Редактор В. М. Муравьев
Редактор издательства Н. Д. Дубровина Техн, редактор Л. Г. Лаврентьева
Корректор В. И. Нонкина
Ойаио в набор 19/1И 1969 г. Подписано в печать 25/V1 1969 г. Т-07661 Формат 60X90‘/>o.
Печ. л. 15. Уч.-изд. л. 14,5. Бумага № 2. Индекс 1-1-2. Заказ 126/585-6
Тираж 6400 экз. Цена 66 коп.
Издательство «Недра». Москва, К-12, Третьяковский проезд, д. 1/19.
Ленинградская типография № 6 Главполиграфпрома Комитета по печати
при Совете Министров СССР. Ленинград. Прачечный пер., Д. № в
В издательстве
„Недра11
готовятся
к печати
и выйдут
в свет
в 1970 году
новые книги
по нефти
и газу
Амиян В. А., У го л ев В. С. Физико-
химические методы повышения производитель-
ности скважин. 20 л., Ц. 1 р. 20 к.
В книге рассмотрен широкий круг вопро-
сов, связанных с повышением эффективности
кислотных обработок скважин в различных гео-
лого-физических условиях. Подробно рассмот-
рены новые методы повышения эффективно-
сти кислотных обработок и приводятся реко-
мендации по построению рациональных тех-
нологических схем осуществления этих про-
цессов. Освещены также особенности кислот-
ных обработок газовых скважин.
Книга рассчитана на широкий круг инже-
нерно-технических и научных работников
нефтяной и газовой промышленности.
Балакиров Ю. А. Термодинамические
исследования фильтрации нефти и газа в за-
лежи. 10 л., Ц. 1 р. 20 к.
В книге рассматриваются новейшие тер-
модинамические методы изучения нефтяных и
газовых месторождений, которые характери-
зуют процессы фильтрации в пласте. Описан
способ построения тепловых диаграмм в про-
цессе фильтрации жидкости в нефтегазовой
залежи.
Изложенные методы позволяют в процес-
се эксплуатации месторождений осуществлять
контроль за разработкой и своевременно при-
нимать меры по увеличению ее эффективно-
сти.
Приведены примеры расчетов, основанные
на данных термометрических исследований.
Книга рассчитана на научных работников,
инженеров н техников, работающих в нефте"
газодобывающей промышленности, и будет по-
лезна для студентов нефтяных вузов.
Иски и деров М. А,, Гаджн-Касу-
0 в А. С. Изменение фнзнко-химическнх
Свойств конденсата в процессе разработки га-
зоконденсатных месторождений. 5 л.,
Ц. 50 коп.
В книге дается сравнительная характерис-
тика физико-химических свойств конденсатов
месторождений СССР. На основе материалов
разработки газоконденсатных месторождений
анализируются характер н причины измене-
ния во времени физико-химических свойств
конденсата и пластовой системы. Показано
влияние термодинамических и геологических
факторов на изменение свойств конденсата.
Книга рассчитана на широкий круг инже-
нерно-технических н научных работников не-
фтяной и газовой промышленности.
Муравьев В. М., Середа Н. Г.
Спутник нефтяника. 12 л. Ц. 80 коп.
Заказ
на эти книги
можно оформить
в местных магазинах
Книготорга.
При поступлении
книг
в продажу
Вы будете
извещены.
Издательство
«Недра»
В справочнике, кроме общей части, при-
ведены необходимые в повседневной работе
сведения по геологии, бурению нефтяных и га-
зовых скважин, добыче и транспорту нефти
и газа.
Приводятся справочные таблицы, содер-
жащие технические характеристики бурового
и эксплуатационного оборудования, труб и
различных материалов, а также некоторые
расчетные формулы.
Справочник предназначен для широкого
круга инженерно-технических работников неф-
тегазодобывающей промышленности.