Расчет колонны подъемных труб при фонтанно-компрессорной эксплуатации.

Слабым звеном у гладких насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-63) является резьбовое соединение.

Нарезка резьбы приводит к уменьшению прочности труб, особенно труб малых размеров, с малой толщиной стенки.

Исходной величиной для расчета труб является сопротивление их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка), приведены в приложении 4.

Предельно допускаемая длина l подвески для одноразмерной колонны определяется из выражения

(ІІІ.31)

где (Q_стр — страгивающая нагрузка для выбранных типа и размера труб в кГ; k — коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,3 — 1,5; q_т_р — вес 1 м труб в кг.

Для двухразмерной колонны длины секций будут

(ІІІ.32)

Для трехразмерной колонны

(ІІІ.33)

Счет секций ведется снизу вверх. Обычно внизу колонны устанавливаются 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 (равнопрочная конструкция). Расчет ведут по телу трубы, исходя из растяжения от собственного веса.

Для одноразмерной колонны допустимая длина подвески насоса определяется из выражения

(ІІІ.34)

где Q₁ — растягивающее усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы; Q₁=F₁; q₁- вес 1 м трубы; F₁— площадь сечения труб; — предел текучести.

Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций будут

и (ІІІ.35)

где Q₂ — усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы второй секции; Q₂=F₂; q₂— вес 1 м труб второй секции.

Для трехразмерной колонны

(ІІІ.36)

где Qз=F₃— усилие, соответствующее пределу текучести для труб третьей секции.

Предельные глубины спуска колонн при фонтанно-компрессорной 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 фонтанно-компрессорных скважин принят собственный вес труб.

По оси абсцисс этих графиков даны разные значения коэффициента запаса прочности труб /С, а по оси ординат — предельная общая глубина спуска всей колонны h и длина верхней и средней (для трехступенчатых колонн) ступеней h ₁ и h₂в м.

Графики состоят из двух (для двухступенчатых колонн) и трех (для трехступенчатых колони) 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 7, соответствующую общей глубине 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 прочности труб (отнесенный к пределу текучести), который должен быть не меньше 1,5.

Для определения длины верхней ступени труб h ₁ надо найти точку 4 пересечения опущенного на ось абсцисс перпендикуляра с кривой конструкции колонны в нижней части графика. Горизонталь, 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 h₂=h—h₁.

Запас прочности при трехступенчатых колоннах находится аналогично (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 h₁и h₂). При этом верхняя ступгпь из труб большего диаметра определится пересечением кривой группы h₁, а

средняя — пересечением кривой группы h₂. Длина нижней ступени из труб самого малого диаметра будет равна h₃=h—(h₁+h₂).

Допустимое внутреннее давление для труб определяется по формуле Барлоу:

(ІІІ.37)

где — толщина стенки трубы в мм; _т — предел текучести в кГ/см²; d_н — наружный диаметр трубы в мм; К — 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 камеры.

а. Отсечка газа на устье. Рабочее давление нагнетаемого газа

ат (111.38)

где h — высота столба жидкости, который может быть вытеснен в подъемные трубы при полном использовании рабочего давления в м; р_тр — потери напора на трение в м ст. жидк.; — относительный удельный вес жидкости.

Зная р_раб, находим

1 Ь 10

(ІІІ.39)

где L — длина подъемника, которая обычно принимается равно глубине скважины (приемный клапан у забоя), в м; d _п — диаметрподъемных труб в см.

Длина камеры (при коэффициенте наполнения, равном единице)

(ІІІ.40)

где D_к— максимально возможный диаметр камеры замещения в см.

Дебит жидкости за один цикл при оптимальном расходе нагне таемого газа

т (111.41)

где f – площадь внутреннего поперечного сечения подъемных труб в м³.

Расход газа в период нагнетания, соответствующий минимальному удельному расходу газа, будет

м³/ч. (ІІІ.42)

/'раб РО

Необходимое для одного цикла количество газа, приведенное к нормальным условиям, при отсечке газа у устья скважины

м³ (ІІІ.43)

где l₁= L — l_к — длина подъемных труб (без длины камеры) в м; f_в — площадь внутреннего поперечного сечения труб наружного ряда в м²; f₁ — площадь наружного поперечного сечения подъемных труб в м²; р_о — атмосферное давление в ат.

Продолжительность периода нагнетания газа

(ІІІ.44)

Продолжительность периода накопления жидкости

(ІІІ.45)

где F — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны в м²; K — коэффициент продуктивности в т/сутки • ат; s₁ = L — l _К — h_ст— расстояние от статического уровня до верха камеры замещения н м (риг 18); h_с_т - статический уровень жидкости в м; s ₃ — растояние от статестического уровня до уровня в камере, который устанавливается ней перед началом процесса накопления жидкости (после входа жидкости из затрубного пространства и стока ее со стенок подъемных труб), в м;

где s ´₃ — расстояние от статического уровня до уровня в камере, который устанавливается в ней после входа жидкости из затрубного пространства, в м;

V_ст — объем жидкости, стекающей со стенок подъемных труб после каждого выброса жидкости, определяемый по формуле

(ІІІ.46)

(ІІІ.47)

где s₂ — расстояние от статического уровня до уровня жидкости в затрубном пространстве, который установится к концу нагнетания, в м; F'_затр— площадь сечения между эксплуатационной колонной и трубами наружного ряда в м²; F"_затр — площадь сечения между эксплуатационной колонной и камерой замещения в м².

(ІІІ.48)

где е — основание натуральных логарифмов.

Определив значение s₂, находим величины s'₃, s_з и Т_2.

Продолжительность полного цикла.

мин (ІІІ.49)

Дебит скважины

т/сутки. (ІІІ.50)

Удельный расход газа

т (ІІІ.51)

б. Отсечка газа у камеры. В этом случае величины h, q_ц, l_к, V₀, V_ст, и s₁ остаются без изменения. Несколько меняется определение V_у и Т₂:

(ІІІ.52)

(ІІІ.53)

где F_кам — площадь поперечного сечения камеры в м².

(ІІІ.54)

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 (ІІІ.55)

где Н — глубина скважины в м; — относительный удельный вес жидкости.

Понижение забойного давления на необходимую величину потребует понижения уровня жидкости в скважине на Н₁. При этом забойное давление будет

(ІІІ.56)

откуда

(ІІІ.57)

Повышение уровня в затрубном пространстве в момент снятия давления газа в нем будет равно

(ІІІ.58)

где f—площадь сечения подъемных труб в м² ; F —то же эксплуатационной колонны в м²

.Давление сжатого газа, необходимое для вытеснения жидкости из затрубного пространства, будет

ат (ІІІ.59)

7. Определение максимально возможного дебита газовой скважины [13]

Критическая скорость газового потока в подъемных трубах на устье скважины равна

м/сек, (ІІІ.60)

где R —газовая постоянная (для метана R==53); Т—абсолютная температура газа на устье в °К.

Для природного газа (при Т=288° К) при расчетах можно принимать _кр=400 м/сек.

Максимальный дебит при отборе газа через фонтанные трубы

м³/ сутки, (ІІІ.61)

где f—площадь сечения фонтанных труб в м² р_у—давление на устье скважины в ат.

Максимальный дебит при отборе газа через эксплуатационную колонну

м³/ сутки,

где F —площадь сечения эксплуатационной колонны в м².

8. Определение диаметра фонтанных труб [24]

Согласно опытным данным, минимальная величина скорости , обеспечивающая вынос воды, конденсата и механических примесей, находится в пределах 5 10 м/сек. При =10 м/сек диаметр фонтанных труб может быть определен по формуле

см, (ІІІ.62)

где Q—дебит газовой скважины в тыс. м ³ /сутки•, Т—абсолютная пластовая температура в °К.

Если найденный диаметр труб получится нестандартный, то следует принять ближайший стандартный диаметр (как правило, ближайший меньший). Если полученный диаметр не соответствует габаритам скважины, то должен быть принят максимально допустимый диаметр (d 0,51), где D —диаметр эксплуатационной колонны).

9. Определение диаметра штуцера для газовой скважины [13]

Диаметр отверстия штуцера может быть определен по формуле

мм, (ІІІ.63)

где Q — дебит скважины в м ³ /сутки; р — давление перед штуцером (буферное на устье скважины) в ат; =0,96 - коэффициент расхода.

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

кг, (ІІІ.64)

где — удельный вес газа.

Работа, затрачиваемая на движение газа по пласту к забою скважины, выразится в виде:

кГм, (ІІІ.65)

где ₁—коэффициент сжимаемости газа при пластовом давлении р_пл; R —газовая постоянная; Т₁—пластовая температура в °К.

Работа, затрачиваемая на подъем газа в стволе скважины, определится формулой кГм, (ІІІ.66)

где р_у—давление на устье скважины (буферное) в ат

Работа, теряемая в штуцере:

кГм, (ІІІ.67)

где —коэффициент сжимаемости газа при давлении р_у; k—показатель адиабаты; р_с—давление в сепараторе в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в промысловой газосборной сети:

кГм, (ІІІ.68)

где _з—коэффициент сжимаемости газа при давлении р_с, Т₂—температура газа на поверхности в °К; р₁—давление в начале газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в магистральном газопроводе (коэффициентом сжимаемости при невысоком давлении можно пренебречь):

кГм, (ІІІ.69)

где р₂—давление в конце магистрального газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в городской газораспределительной сети высокого давления:

кГм, (ІІІ.70)

где р_з — давление у газораспределительных будок в ат.

Работа, теряемая при адиабатическом расширении в редукционных клапанах газораспределительных будок:

кГм, (ІІІ.71)

где р₄—давление в газораспределительной сети низкого давления в ат.

Для наглядного сравнения расхода пластовой энергии на разных этапах движения газа следует выразить результаты расчета в процентах и свести в общую таблицу.

11. Определение температуры подогрева газа у скважины для редотвращения образования гидратов [13]

Подогрев газа — один из способов борьбы с гидратами.

Температура газа после штуцера

°С. (ІІІ.72)

где t₁—температура газа в °С; р_у—давление на устье в ат; р_с—давление в сепараторе в ат; ==о,з—коэффициент, учитывающий дроссельный эффект охлаждения газа при редуцировании его в штуцере.

Температура образования гидратов t_г зависит от удельного веса газа и давления.

Для того чтобы обеспечить температуру газа за штуцером выше t_г, газ в летних условиях надо подогревать на 6—10° С. Зимой подогрев должен компенсировать также и охлаждение газа в газосборной сети. Температура в конце этой сети (перед дегидрационной установкой) может быть определена по формулеШухова:

°С (ІІІ.73)

где t _о —температура грунта зимой в °С; t—температура газа в °С;k—показатель

адиабаты; D—диаметр газопровода в м ; L — длина газопровода в м ; Q—дебит скважины в м ³ /ч, у—удельный вес газа; С—теплоемкость газа в ккал/кГ ; е=2,718—основание натуральных логарифмов.

Ясно, что t_х >t_г.

Дата добавления: 2019-02-13; просмотров: 879; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 56

Мы поможем в написании ваших работ!