Исходные данные для расчёта
Скважина №3005
| № | Параметр | Обозначение | Значение | Ед. измерения |
| Глубина скважины | Hc. | м | ||
| Удлинение ствола скважины | Lуд. | м | ||
| Диаметр эксплуатационной колонны | dэк. | мм | ||
| Пластовое давление по скважине | Pпл. | МПа | ||
| Давление на буфере скважины | Pб. | МПа | ||
| Коэффициент продуктивности скважины | Kпр. | 0,184 | м3/сут·МПа | |
| Плотность добываемой воды | rВ | кг/м3 | ||
| Плотность нефти в поверхностных условиях | rн.пов. | кг/м3 | ||
| Плотность нефти в пластовых условиях | rн.пл. | кг/м3 | ||
| Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях | bпл. | 1,031 | безр. | |
| Давление насыщения нефти газом | Pнас. | 7,65 | МПа | |
| Газовый фактор нефти | V0 | 5,4 | м3/т | |
| Пластовая температура | tпл. | ºС | ||
| Обводнённость добываемой нефти | B | % | ||
| Давление в затрубном пространстве | Pзатр. | 7,6 | МПа | |
| Проектный отбор жидкости по скважине | Q | 9,4 | м3/сут | |
| Задан станок-качалка | - | 6СК-6 | - |
Решение
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:
а0=1 т.к. Lуд.=0м.
2. Плотность газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины:
3. Плотность водонефтяной смеси в стволе скважины на интервале от забоя до приёма насоса:
4. Забойное давление в скважине при отборе из нее запроектированного количества жидкости:
5. Глубина спуска насоса в скважине при отборе из нее запроектированного дебита при условии поступления в камеру насоса однофазной жидкости (т.е. при Рвх. ≥ Рнас.):
6. Так как по расчету имеем Hс.н. < Hc. и Hс.н. < Hдоп., то в этом случае принимаем Hпр. = 1040,32м. Далее, так как обводненность нефти B = 80% > 60%, т.е. надобность в установке хвостовика под насосом отпадает, и тогда давление на входе в насос будет равно давлению насыщения, т.е.
Рпр. = Рвх. = Рнас. =76,5атм.
7. См. пункт 6. Хвостовик отсутствует.
8. Динамический уровень в скважине:
Так как Pпр. = Pнас. = 76,5атм., то далее рассчитываем объемный коэффициент водонефтяной смеси:
9. Объёмный коэффициент водонефтяной смеси:
10. Расчётный коэффициент подачи насоса:
11. Теоретическая производительность глубинного насоса:
По диаграмме АзНИИ (А. Н. Адонина) по полученным значениям 
и Нс.н. выбираем диаметр насоса - dнас. = 28мм, тип станка-качалки задан 6СК-6. Далее задаемся максимальной длиной хода полированного штока S = 2,1 м.
12. При заданной длине хода определяем число качаний головки балансира станка-качалки в минуту:
качаний в минуту
Эта величина весьма мала и не вписывается в стандарт. Поэтому, уменьшаем длину хода S = 1,8 м. и рассчитываем новое значение n:
качаний в минуту
Это значение n вписывается в стандарт.
Допустимое значение скорости движения полированного штока:
Для данного случая (S·n) = (1,8·6) = 10,8м/мин < 22,05м/мин
13. Коэффициент динамичности колонны штанг:
По выбранным значениям Hс.н. и dнас. по таблицам в справочной литературе выбираем колонну насосных штанг. Т.е. выбираем одноступенчатую колонну штанг при следующих параметрах:
d1 = 16мм L1 = 1040м q1 = 1,75кг
14. Вес жидкости в насосно-компрессорных трубах:
15. Вес штанг в жидкости:
16. Максимальная нагрузка на головку балансира:
17. Минимальная нагрузка на головку балансира:
18. Максимальный крутящий момент на валу кривошипа:
Для станка-качалки 6СК-6 допустимый максимальный крутящий момент равен Mmax.доп. = 2500кг·м
254 < 2500
19. Требуемая мощность электродвигателя:
По расчету можно принять двигатель:
АОП-52-4 Номин. мощн. 7,0кВт, n = 1420-1470об/мин
Расчет закончен
Таким образом, проектируемые оптимальные технико-технологические параметры скважины и ее оборудования для заданного дебита, равного 9,4м3/сут являются следующими:
1. Эксплуатация скважины – непрерывная
2. Станок-качалка - 6СК-6
3. Колонна штанг одноступенчатая - dшт. = 16мм; Lшт. = 1040м
4. Диаметр насоса – dнас. = 28мм
5. Длина хода полированного штока – S = 1,8м
6. Число качаний головки балансира – n = 6 качаний в минуту
7. Мощность электродвигателя – N = 7,0кВт (АОП-52-4), n = 1420-1470об/мин
8. Забойное давление в скважине – Pзаб. = 280атм
9. Глубина спуска насоса в скважине – Hс.н. = 1040м (хвостовик отсутствует)
10. Динамический уровень в скважине – Hд. = 1035м
Приложение 1.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Факультет__________________ Нефтетехнологический ____________________
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:
«_________________________________________________________ »
Выполнил: Проверил:
Студент_______________________ Доцент кафедры РиЭНиГМ
(обозначение группы) Баландин Л.Н.__________
_______________________ Оценка__________________
(ФИО)
«___ »___________ 2008 г. «___ »___________ 2008 г.
Самара 2008 г.
Приложение 2.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ
ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ
Поля: слева- 30мм; справа- 10 мм; сверху и снизу- по 20 мм. Текст может
быть рукописным или машинописным.
При наборе текста на компьютере следует придерживаться следующих
правил:
- шрифт- Times New Roman 14 размера;
- полуторный межстрочный интервал;
- абзац- 10 мм;
- выравнивание по ширине.
Заголовки разделов- прописными буквами без переносов. Расстояние
между заголовком и последующим текстом должно быть равно 15 мм при
рукописном тексте или двум интервалам- при машинописном.
Страницы записки нумеруются последовательно (считая с титульного
листа) до последней страницы, включая приложение. Номера страниц
проставляются в правом верхнем углу поля арабскими буквами. На
титульном листе и техническом задании номера считаются, но не
проставляются.
Таблицы- обозначаются в пределах раздела двойной нумерацией (первая
цифра- номер раздела, вторая- порядковый номер таблицы). Таблица должна
иметь заголовок, выше которого над правым углом таблицы пишется слово
«таблица». Формулы и рисунки нумеруют в пределах раздела также двойной
нумерацией. Рисунки должны иметь заголовок, который помещают над
изображением, а номер рисунка- под изображением. Рисунки могут располагаться по тексту или в приложении. В тексте должны быть ссылки на
таблицы и рисунки, например: «В табл. 2.1 приведено...», «На рис. 2.5
изображено...», «На рис. 2.2П показано...». Буква П указывает, что рисунок
расположен в приложении. Повторные ссылки даются в круглых скобках:
(см. рис. 3.3), (см. табл. 1.3).
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1983г,
2005 г.
2. Справочная книга по добыче нефти. /Под ред. д.т.н. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1974г.
3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. Учебное пособие для
N.
техникумов. М; Недра, 1989г.
4. Муравьев М.Н. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г.
5. Андриасов Р.С., Мищенко А.М, Петров А.И. и др. Справочное
руководство по проектированию разработки и эксплуатации
нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под общей ред. Ш.К.
Гиматудинова/. М: Недра, 1983г.
6. Юрчук А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для
техникумов. М: Недра, 1979г.
7. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
8. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений М.:
Недра, 1990.
9. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.:
Недра, 1978.
10.Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи
нефти. М: Недра, 1967.
11.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование
для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.