Обоснование применения эжекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосными установками

  • Автор:
  • Специальность ВАК РФ: 25.00.17
  • Научная степень: Кандидатская
  • Год защиты: 2010
  • Место защиты: Уфа
  • Количество страниц: 140 с. : ил.
  • бесплатно скачать автореферат
  • Стоимость: 230 руб.
Титульный лист Обоснование применения эжекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
Оглавление Обоснование применения эжекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
Содержание Обоснование применения эжекторов для повышения эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
1. Особенности эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях с низким пластовым давлением и коэффициентом продуктивности.
1.1. Условия работы насосного оборудования
1.1.1 .Степень влияния давления газа в затрубном пространстве на дебит скважины
1.2. Влияние газа на приеме насоса на его рабочую характеристику.
1.3. Полезная работа газа в лифтовых трубах
1.4. Осложнения при эксплуатации скважин с высоким давлением газа в затрубном пространстве
Выводы
2. Исследование возможности использования эжектора для отвода газа из затрубного пространства.
2.1. Модель потока дрейфа для описания течения газожидкостного
потока с фазовыми превращениями в вертикальном канале переменного поперечного сечения.
2.1.1. Основные уравнения.
2.1.2. Уравнения состояния среды
2.1.3. Сила вязкого трения
2.1.4. Относительная скорость фаз.
2.1.5. Скорость притока массы.
2.2. Численная схема для расчета течения двухфазной смеси
2.3. Результаты численн ых расчетов.
2.3.1. Установившееся течение в круглой трубе и кольцевом канале переменного поперечного сечения.
2.3.2. Численное моделирование течения газожидкостной смеси при работе штангового насоса в канале постоянного поперечного сечения
2.3.3. Численное моделирование течения газожидкостной смеси при работе
штангового насоса в канале переменного поперечного сечения
2.3.4. Численное моделирование течения газожидкостной смеси при работе штангового насоса в канале переменного поперечного сечения с
учетом инжекции газа из затрубного пространства.
Выводы.
3. Экспериментальное исследование инжекции газа в кольцевое сечение и сопло.
3.1. Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов
3.2. Результаты лабораторных исследований.
Выводы.
4. Разработка новой технологии эксплуатации скважин штанговыми установками в условиях высокого давления газа в
затрубном пространстве
4.1. Анализ известных технологий отбора газа из затрубного
пространства
4.1.1. Технологический регламент i процесс добычи нефти и газа.
4.2. Новая технология эксплуатации скважин в условиях высокого давления газа в затрубном пространстве
4.3. Оценка эффективности реализованных конструкций
4.3.1. Оценка ширины зазора между штангой и сужением в рабочей системе
4.3.2. Оценка длины сужения в рабочей системе
4.4. Эжектор для штанговой насосной установки
Выводы.
Основные выводы
Список литературы


Установившееся течение в круглой трубе и кольцевом канале переменного поперечного сечения. Выводы. Экспериментальное исследование инжекции газа в кольцевое сечение и сопло. Результаты лабораторных исследований. Выводы. Технологический регламент i процесс добычи нефти и газа. Выводы. Приложение 1. Приложение 2. Приложение 38
Уг объем газа в заданных условиях, м3 а истинное объемное газосодержание, дол. Тат температура атмосферы, К кс коэффициент сепарации. Как видно, для расчетов по вышеприведенным формулам необходимы точные значения величин ряда эмпирических коэффициентов, что на практике зачастую труднодоступно. Поэтому далее приводится оценочный расчет периодичности сброса затрубного газа и потерь газа при этом. Рр Рмтр рГН Нд сом1 считаем, что при росте давления затрубного газа на эквивалентную величину снижается давление столба жидкости в кольцевом затрубном пространстве так, что давление на приеме насоса остается постоянным. Рост давления затрубного газа связан с его притоком. Р1 Р8РшИЛ Рг Р1И. МПа, кгм3. Примем следующий критерий необходимости сброса газа нл Н условие того, что столб жидкости не должен снижаться ниже уровня насоса. Тогда по формуле 1. Ух в атмосферных условиях, который теряется при сбросе если Р,аП1рРас
К i. Рр Й i,, Нд Г, Рзатр , 1. Рзатр однозначно определяется из формулы 1. Я1 т. Т . Л, 1. В обводненность, дол. Построим зависимости периодичности сброса газа Т и его потери от газового фактора, обводненности, дебита скважины для типичных условий эксплуатации на примере скважины НГДУ Туймазанефть.

Рекомендуемые диссертации данного раздела