Расчетная часть-Расчет струйного насоса СН48-89-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет струйного насоса СН48-89: Определяем давление на приёме струйного насоса, Давление забойное, Давление на выкиде струйного насоса, Давление перед насадком струйного насоса, Напорный коэффициент, Относительная плотность подсасываемой и рабочей жидкости, Оптимальное соотношение скоростей на входе в камеру смешения n, численно равное максимальному КПД определяется решением квадратного уравнения., Дебит скважины в пластовых условиях, Расход рабочей жидкости, Давление в начале камеры смешения, Скорость истечения рабочей жидкости из насадка, Площадь сечения насадка теоретическая, Диаметр насадка теоретический, Диаметр насадка фактический с учетом коэффициента сжатия струи, Диаметр камеры смешения на входе теоретический, Диаметр камеры смешения фактический, с учетом сжатия струи, Прочностной расчет основных деталей, Определим предельно допустимую силу на растяжение или сжатие, Из критической силы определяем допустимую силу, Для определения усилия на потерю устойчивости найдем критическую силу на сжатие, по формуле, Допустимое усилие на потерю устойчивости определяется по формуле -Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

4. РАСЧЕТ
4.1. Расчет струйного насоса
4.1.1 Технологический расчет
Исходные данные
Плотность, кг/м3:
нефти пластовой        
воды пластовой        
нефти сепарированной       
воды рабочей жидкости       
Обводненность
добываемой жидкости       
рабочей жидкости        
Объемный газовый фактор добываемой жидкости, м  
Давление насыщения добываемой жидкости, Па   
Коэффициент продуктивности скважины, м3с"1/Па   
Пластовое давление, Па       
Глубина скважины до верхней границы зоны
перфорации по вертикали, м      






Глубина установки струйного насоса по вертикали, м  
Расстояние от верхней границы зоны перфорации
до месте установки струйного насоса по вертикали, м  
Давление буферное, Па       
Дебит скважины, м3/с        
Объемный коэффициент нефти      
Давление рабочей жидкости на устье скважины, Па   
Внутренний диаметр насосно-копрессорных труб, м  
Поправка на искривленность скважины, м    
Средняя температура в скважине, К      

Схема давлений в нефтяной скважине приведена на рисунке 3.1.

4.1.1.1 Определяем давление на приёме струйного насоса

    (4.1)

где g=9,81 м/с2
- плотность пластовой жидкости, кг/м3

   (4.2)








Рисунок 3.1 - Схема расчета струйных насосов для нефтяных скважин

4.1.1.2 Давление забойное

    (4.3)



4.1.1.3 Давление на выкиде струйного насоса

 (4.4)

где л - плотность жидкой фазы в лифте, кг/м3;
Ро=9,81 • 104 Па - атмосферное давление;
Т0=293 К - условная температура на устье скважины;
β - коэффициент подмешивания;
с - скорость движения газа относительно жидкости в лифте, предварительно допускается принять С = 0,2 м/с;
fк- площадь поперечного сечения кольцевого межтрубного пространства, м2.
   
     (4.5)

где do=0,077 - диаметр труб НКТ 89 внутренний,
dнкт = 0;039 - диаметр труб НКТ 48 наружный, м..

  (4.6)

      (4.7)

где Q1 - расход рабочей жидкости, м3/с.


      (4.8)

На данном этапе принимаем коэффициент подмешивания β:
при (Рр.ж. –Рбуф) равном требуемой депреccии на пласт β=0,4;
при (Рр.ж. –Рбуф) в 1,6 раза больше требуемой депрессии на пласт β=0,7;
при (Рр.ж. –Рбуф) в 2 раза больше требуемой депрессии на пласт β=1
При выводе формулы (3.4) использован в качестве исходного материал приведенный в РД 39-0148070-206-87Р «Руководство по технологии насосной эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири с высоким значением газового фактора и давления насыщения добываемой жидкости». Тюмень 1987
Принимаем коэффициент подмешивания β=1.










4.1.1.4 Давление перед насадком струйного насоса

    (4.9)

где p1 - плотность рабочей жидкости

    (4.10)
     (4.11)

где hнкт - гидравлические потери в НКТ, Па;
λ - коэффициент гидравлического трения.
В предварительном расчете допускается принять λ=0,03. Более точно λ определяется по методике Кодбрука или аналогичных ей.
- средняя скорость движения рабочей жидкости в НКТ, м/с.

     (4.12)

где FHKT - площадь внутреннего поперечного сечения, м2

     (4.13)










4.1.1.5 Напорный коэффициент

     (4.14)



4.1.1.6 Относительная плотность подсасываемой и рабочей жидкости

     (4.15)





4.1.1.7 Оптимальное соотношение скоростей на входе в камеру смешения n, численно равное максимальному КПД определяется решением квадратного уравнения.

    (4.16)

При

   (4.17)

где
При возможности определения кинематической вязкости газожидкостной смеси в камере смешения, λ может быть определен по зависимости Кодбрука или аналогичной ей.
Допускается принять коэффициент гидравлических потерь
без расчета.




4.1.1.8. После пуска струйного насоса в работу и анализа его режима значение может быть определено.
4.1.1.9 Уточняется коэффициент подмешивания

      (4.18)



4.1.1.10. Дебит скважины в пластовых условиях

    (4.19)


4.1.1.11. Расход рабочей жидкости

    (3.20)


4.1.1.12. Давление в начале камеры смешения

   (4.21)




4.1.1.13. Скорость истечения рабочей жидкости из насадка

     (4.22)



4.1.1.14. Площадь сечения насадка теоретическая

      (4.23)



4.1.1.15 Диаметр насадка теоретический

     (4.24)



4.1.1.16 Диаметр насадка фактический с учетом коэффициента сжатия струи

     (4.25)




4.1.1.15 Диаметр камеры смешения на входе теоретический

     (4.26)


3.1.19. Диаметр камеры смешения фактический, с учетом сжатия струи

     (4.27)



3.1.20. После определения D1 D3 из нормальных рядов выбираем ближайшие
значения диаметров.
Тогда диаметры насадка выбирается с учетом округления составят ряд:
(1,7 - 2,95) мм с интервалом 0,05 мм;
(3 - 4,9) мм с интервалом 0,1 мм;
(5 - 5,9) мм с интервалом 0,15 мм;
(6 - 7) мм с интервалом 0,2 мм.

Исходя из определенного соотношения диаметров камеры смешения получим шаг для интервала соседних в ряду диаметров:
(3,00 - 5,75) - 0,25мм;
(6-11,5) -0,5 мм;

(12 -20) -1,0 мм.

Диаметр насадка для первого пуска выбирается на 10-15% меньше расчетного диаметра с тем, чтобы не допустить снижение давления забойного Рзаб ниже заданного.



После пуска струйного насоса и снятия измерений расходов Q1 и Q2 давлений Рр.ж. и Рбуф отбора проб жидкости, необходимо определить давления Р3, Р2 и Рзаб.
В случае, если давление Рзаб определенное по формуле (4.3) окажется ниже заданного, необходимо провести анализ и пересчет струйного насоса на новые размеры проточных частей.

Вывод:
Рассчитанный струйный насос, с его конструктивными параметрами обеспечивает создание забойного давления Рзаб =4,696 МПа и обеспечивает дебит жидкости Q2=0,14·10-3 м3/с (Q2=12,51 м3/сут), расход рабочей жидкости Q11=0,44·10-3 м3/с (Q11Q2=37,8 м3/сут).

Для сравнения рассмотрим возможность обеспечение данных параметров УЭЦН и УШГН.
Определим давление на приеме для УШГН, по упрощённой формуле, где Рнас в атм:
    (4.28)



где τ - допустимое содержание свободного газа на приеме насоса, для УШГН,τ=0,1



т.е. для создания забойного давление 4,69 МПа, насос необходимо спустить на глубину:

    (4.29)

где L3 - необходимая глубина спуска ШГН по вертикали, м



Рассчитанная глубина спуска L3 ШГН и обеспечение забойного давления 4,69 МПа не возможны по техническим причинам в виду недостаточной прочности колонны штанг (L3max= 1800м) и грузоподъёмности станка-качалки.
Давление на приеме для УЭЦН, рассчитывается по формуле (4.28) где τ - допустимое содержание свободного газа на приеме насоса, для УЭЦН, с газосепатором τ =0,5





т.е. для создания забойного давление 4,69 МПа, насос необходимо спустить на глубину:

    (4.30)

где L4 – необходимая глубина спуска ЭЦН по вертикали, м



По техническим условия глубина спуска УЭЦН ограничена максимальным гидростатическим давлением равным 20 МПа, т.е. глубина спуска насоса не должна превышать по вертикали 2000 м, без учета плотности раствора глушения.
Следовательно при глубине спуска установки по вертикали 1689,48 м будет обеспечено забойное давление 4,69 МПа.

4.1.2 Корректировка параметров расчета при работе гидроструйной системы

При реализации технологии добычи нефти струйными насосами от систем ГПНУ подача и давление силовых насосов технологического блока, являются исходными для расчета струйных насосов. Особенность расчета заключается в определении количества скважин, приводимых в работу от одного технологического блока т.к. суммарная подача блока имеет ограниченную и постоянную величину.


Произведем корректировку расчета т.к. Q11Qгпну и Q11/Qгпну = (0,750-0,999). Допускается диаметр насадка струйного насоса увеличить с соответствующим снижением напора рабочей жидкости, перейти на режим с меньшим коэффициентом подмешивания

      (4.31)



где, - диаметр насадка, полученный в первоначальном расчете.
при этом снизится давление рабочей жидкости, коэффициент подмешивания против расчетных значений, увеличится расход рабочей жидкости до производительности насосов ГПНУ.

4.3.2 Прочностной расчет основных деталей

Исходные данные

Внешний диаметр корпуса, м D=0,037
Внутренний диаметр корпуса, м d=0,031
Длинна насоса, м 1=0,564
Рабочее давление, Па Р=20х106

4.3.2.1 Определим предельно допустимую силу на растяжение или сжатие.
Для этого определим критическую силу сжатие или растяжение по формуле:

     (4.32)

где Ркр - критическая сила;
f - площадь сечения стенки корпуса;
ат - предел текучести материала корпуса.
Корпус изготавливается из стали 20. Для стали 20 ат= 320 МПа. Площадь сечения стенки корпуса определяется по формуле:

     (4.33)

где D - внешний диаметр корпуса;
d - внутренний диаметр корпуса;





4.3.2.2 Из критической силы определяем допустимую силу

     (4.34)

где Рдоп - допустимое усилие;

n - коэффициент запаса, п = 2 для оборудования работающего в
условиях скважины.



4.3.2.3 Для определения усилия на потерю устойчивости найдем критическую силу на сжатие, по формуле:

     (4.35)

где Qкр - критическое усилие на сжатие;
Е - модуль упругости стали;
J - полярный момент инерции;
l- длинна насоса.
Для стали: Е = 2х10иПа;
Полярный момент инерции для тел трубчатой формы определяется по формуле:

    (4.36)







4.3.2.4. Допустимое усилие на потерю устойчивости определяется по формуле:

     (4.37)

где Qдоп - допустимое усилие;
п - коэффициент запаса.
При расчетах на устойчивость коэффициент запаса принимается 4 - 6.



3.2.6. Для определения толщины стенки корпуса насоса предположим, что перепад давлений за корпусом и внутри насоса равен максимальному напору развиваемого насосом. Толщина стенки определяется по формуле:

    (4.38)

где d - внутренний диаметр корпуса;
доп - дополнительное напряжение в корпусе;
Р - рабочие давление.
Допустимое напряжение определяется:

      (4.39)



где Т - придел текучести стали;
n - коэффициент запаса.
Для стали 20 т = 320 МПа.
Для аппаратов работающих под давлением n=2,5





Минимальная толщина стенки корпуса 2,64 мм.

Корпус насоса устойчив ко всем видам нагрузки возможным в скважине.


4.2. Расчет Мини-станции

Исходные данные 
Глубина шурфа, м      
Внутренний диаметр обсадной колонны, м  
Наружный диаметр НКТ, м     
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, м 
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м 
Подача силового насоса, м3/сут   


4.2.1 Определим объем шурфа

      (4.40)

где Fш – площадь поперечного сечения шурфа полезная
Lш – Глубина фурфа

  (4.41)




4.2.1 Определим время работы силового насоса при отсутствии притока жидкости в шурф

      (4.42)