Geologia Structurii Runcu Bustenari

CUPRINS

Introducere…………………………………………………………………………………………………….

1.GEOLOGIA STRUCTURII Runcu Bustenari…………………………………..

Generalitati

1.2.Scurt istoric

1.3.Cadrul geologic regional

1.4. Stratigrafia și Litologia…………………………………………………………………….

1.5. Tectonica structurii……

1.6 Obiective de interes petrolifer…………………………………………………..

1.7.Distributia initiala a fluidelor

1.8 Modelul fizic

1.8.1 Presiunea initiala si temperatura de zacamant……

1.8.2 Roca de magazin…….

1.8.3 Dificultatii ivite in decursul exploatarii…………………………………………..

2.Eruptia naturala…………………………………………

2.1.Generalitati

2.2.Packere

2.3.Calculul ..fixarii packerelor

2.4.Capete de eruptive

2.5.Tevi de extractive

2.6.Analiza nodala sau corelatia de functionare strat sonda

2.7. Analiza nodala in cazul unei sonde in eruptie naturala……………………

3. POMPAJUL CU PRĂJINI……………………………………………………………………

3.1. Generalitati……………………………………………………………………………..

3.2 Instalatia de pompare cu prajini………………………………………………………….

3.3 Modul de functionare al unei instalatii de pompaj cu prajini……

3.4 Cursa reala a pistonului…………………………………………

3.5 Sarcinile din prajina lustruita…………………………………………..

3.6 Debitul instalatiei de pompare…………………………………….

3.7 Calculul ffrecventelor periculoase si nepericuloase…………………………..

3.8 Stabilirea lungimii tronsoanelor prin metoda eforturilor unitare maxim admisibile……

3.9 Eforturile unitare maxime si minime din garnitura de prajini de pompare……………

3.10 Dimensionarea coloanei de tevi de extractie…………………………………..

3.11 Eforturile unitare maxime si minime din tevi de extractie………………………..

3.12 Calculul cuplului maxim la redactor………………………………………

3.13 Alegerea unitatii de pompare……………………………………………….

3.14 Alegerea motorului unitatii de pompare si verificarea capacitatii de productie a instalatiei…

3.15 Puterea motorului unitatii de pompare…………………………

3. 15 Calculul de reproiectare a functionarii sondelor in pompaj cu prajini…………

Sonda OR 7……………………………………………………………..

Sonda 218bRAP……………………………………………………………

4. POMPAJ INTERMITENT………………………………………………………………………. Generalități……………………………………………………………………………………

4.2. Perioada de acumulare…………………………………………………

4.3.1.Perioada de funcționare

4.3.Proiectarea regimului de funcționare la o sonda in pompaj intermitent…..

Sonda 218bRAP…………………………………………………………..

5.Concluzii………………………………………………………………………………………………….

Bibliografie……………………………………………………………………………………………….

INTRODUCERE

Domeniul cel mai important al industriei extractive este extractia titeiului si gazelor cantonate in zacamintele de hidrocarburi fluide, lucrul acesta fiind determinat de cresterea cererii de producere a unor cantități cât mai mari de hidrocarburi precum și de o cât mai ridicată eficiență economică a exploatării.

Petroleum este un cuvant de origine romana care provine din’’oleum petrae’’=ulei de piatra,acesta denumire a fost preluata de la egipteni,care au descoperit petrol la suprafata in regiunea muntilor Golfului Suez.

Exploatarea petrolului in tara noastra are o istorie indelungata. Primele atestari dateaza inca din sec. II d.H. si continua si in secolele urmatoare, asa cum o dovedesc numeroasele materiale ceramice cu urme de pacura, datate din secolele II – XVI. Consecinta fireasca a preocuparii tarii noastre pentru exploatarea petrolului a fost ca Romania a contribuit decisiv la realizarea a trei premiere petroliere mondiale in anul 1857: Prima tara din lume cu o productie de titei, oficial inregistrata in statisticile internationale

„The Science of Petroleum” atesta faptul ca in anul 1938 Romania a fost prima tara din lume cu o productie de petrol oficial inregistrata in statisticile internationale de 275 tone. Au urmat Statele Unite ale Americii in 1859, Italia 1860, Canada in 1862 si Rusia in 1863.

In tara noastra primele instalatii de prelucrare a titeiului sunt considerate “gazariile” de la Lucacesti-Bacau, a lui N. Choss in anul 1840 si M.Heimsohn in 1844. Acestea nu erau decat simple ateliere mestesugaresti, utilate cu mijloace rudimentare care foloseau pentru rafinare o metoda asemanatoare obtinerii tuicii in cazanele taranesti.

Distilarea pe cale industriala incepe odata cu rafinaria construita de fratii Mehedinteanu la marginea orasului Ploiesti, in apropierea garii de Sud, pe strada Buna Vestire, nr.174. Instalatiile rafinariei erau destul de primitive, toate utilajele fiind formate din vase cilindrice din fier sau fonta, incalzite direct cu foc de lemne. Aceste utilaje au fost comandate in Germania ,firmei Moltrecht ce construia cazane pentru distilarea sisturilor bituminoase, iar in decembrie 1856 incepe constructia “fabricii de gaz” din Ploiesti, pe numele lui Marin Mehedinteanu.

Bucuresti, primul oras din lume iluminat public cu petrol lampant..Petrolul oferit de fratii Mehedinteanu pentru iluminatul public avea calitati incontestabile: incoor si fara miros, ardea cu o flacara luminoasa, de intensitate si forma constanta, fara fum si fara sa lase cenusa. Oferta lui Teodor Mehedinteanu a fost aprobata la 8 octombrie 1856 si astfel Bucurestiul avea sa fie luminat cu 1000 de lampi. La 1 aprilie 1857 – data intrarii in vigoare a contractului pentru iluminatul capitalei – totul era pregatit si functiona perfect.

Cea mai adanca sonda forata in Romania . Sonda nr. 1 a societatii „Creditul Minier”, la Chitorani, a atins adancimea de 3.300 m. (1934 ), clasandu-se a doua din lume, fiind la o distanta de 158 metri de sonda societatii „General Petroleum Corporation” din California, sonda cu adancimea record de 3458 metri. („Cele mai adanci sonde din lume”, articol in Moniteur du Pétrole Roumain, nr. 17/1934, pag.1085)

In 1938, cea mai adanca sonda din Romania este sonda 13 „Astra Romana” de la Boldesti ( 3644 m). Prin aplicarea unor tehnologii noi, valoarea factorului de recuperare poate să crească până la 50-60%. Din momentul în care energia naturală a zăcămintelor de țiței nu mai este suficientă pentru a provoca ridicarea fluidelor la suprafață, este necesară utilizarea metodelor artificiale de extracție: cu ajutorul gazelor comprimate sau prin pompaj, utilizând diferite pompe.

Alegerea sistemului de exploatare și a regimului de funcționare a sondei se face astfel încât, producția obținută să fie maximă, la un consum redus de energie.

Proiectul de față are ca obiect analiza tehnologică a funcționării unui grup de sonde de pe structura Runcu -Bustenari și proiectarea regimului tehnologic de funcționare a acestora în diferite sisteme de exploatare.În această lucrare sunt prezentate metodele de extracție a țițeiului prin pompaj continuu și pompaj intermitent.

În contextul extrem de complicat al situației energetice pe plan mondial, un rol deosebit de important îl deține petrolul, deoarece reprezintă, conform ultimilor statistici, principala sursă mondială de energie.

Cantitatea de petrol și gaze, tot mai mare, necesară dezvoltării economiei, impune intensificarea lucrărilor geologice și geofizice pentru descoperirea de rezerve noi, aplicarea pe scară largă a metodelor de recuperare a zăcămintelor deja existente, intensificarea fluxului de fluid din stratul productiv în sondă și extragerea acestuia la suprafață.

.Pe de altă parte, penuria de energie și creșterea prețului țițeiului au contribuit la aplicarea unor metode de exploatare pe scară industrială, a căror aplicare nu era posibilă datorită investițiilor ce făceau nerentabil procesul de extracție a țițeiului.

CAPITOLUL 1

GEOLOGIA STRUCTURII

1.1 Generalități

Ansamlul structural Runcu-Mislea-Bustenari face parte din zona Mio-Pliocenă a Carpaților Orientali,prezența între Valea Buzăului și Valea Prahovei și reprezintă ultimul aliniament structural al acestei zone spre nord,sprijinit pe formatiuniule paleogene ale Pintenului de Văleni și este caracterizat printr-un grad ridicat de diapirism.Zăcămintele aparținând acestei structure petroliere sunt exploatate de Schelă Băicoi –Sucursala Petrom Ploiești.

Lucrarea de față are că obiective reevaluarea resurselor și rezervelor de hidrocarburi fluide pe baza noilor informații geologice și de producție obținute după elaborarea ultimului studiu,în anii 1998-2000,analiză exploatării ,analiză oportunității menținerii investițiilor(sonde noi) propuse și avizate anterior-nerealizate până în prezent și elaborarea de noi variante de continuare a exploatării în condiții de eficinta economică.

Principalele lucrări de investiții propuse în studiile anterioare și avizate de C.T.E al Petrom S.A au constat în completarea gabaritului de exploatare cu 1 sondă orizontală,1 sondă vertical și 2 reșapări la Oligocen Solz II ,cu 2 sonde la Oligocen Solz I,cu 3 sonde la Meoțian-Flanc Scufundat,cu 1 sondă la Oligocen Nord+Centru,cu 6 sonde la Helvețian și cu 4 sonde la Meoțian-Zona Ridicată. Au fost avizate 11 sonde condiționate de rezultatele de producție ale sondelor noi și de rezultatele programelor efectuate în sonde vechi.

Din punct de vedere geographic se situează în zona colinelor subcarpatice ale Munteniei cu altitudini cuprinse între 350-550 m și aparține administrative de județul Prahova,la cca 22 km NV de Ploiești și 7 km E de Câmpina.

1.2 Scurt istoric

Pe ansamblul structural Runcu-Mislea –Bustenari s-au executat trei profile seismice,orientate aproximativ N-S, care au dat indicații asupra aspectului structural al stivei de depozite oligocene,miocene și pliocene,a intruziunilor de sare din zona sudică a acestuia precum și gradului de tectonizare pe ansamblu.În anul 2004 a fost realizată o nouă rețea de profile seismice 2D care este în stadiu de realizare a procesării datelor și de așteptare a interpretării seismice ale acestora,interpretare utilizabilă într-un studiu ulterior acestuia.

Pentru obiectivul Oligocen Solz II informații directe s-au obținut după anul 1975 când au început cercetările la adâncimi mai mari de 2000 m astel că ,prin sonda de referință 4525MP Runcu s-au identificat zăcăminte petroliere în Oligocenul de adâncime din Solzul II și indicații posibil din Solzul III.

Sondele de adâncime săpate ulterior au confirmat stilul tectonic complicat al depozitelor oligocene sub formă de cute suprapuse de-a lungul unor accidente tectonice longitudinale.

Punerea în evidență a petrolului în anul 1982 prin sondă 946 MP.

Pentru dezvoltarea producției au fost săpate până în present 34 de sonde ,din care 16 au avut caracter de cercetare geologica și 18 sonde de exploatare (2 sonde săpate orizontal). Dintre acestea ,productive s-au dovedit a fi 28 de sonde la Oligocen Solz II iar 1 sondă(949 MP) a avut indicații de gaze la probele de producție din Oligocenului,probabil al Solzului III.De la începutul exploatării au fost elaborate 5 studii de cercertare- proiectare pentru zăcământul Oligocen Solz II și un studiu de fezabilitate privind exploatarea zăcămintelor din Oligocenul II –blocul V prin sonde orizontale.

Structura Oligocen Solz I a fost pusă în evidență în anul 1921 prin sondă 275,în prezent fiind săpate 161 de sonde.Pentru acest obiectiv au fost elaborate 6 studii de cercetare –proiectare.

Structura Oligocen Nord+Centru se exploatează oficial din anul 1857 prin puțuri de mâna a căror poziție topografică nu este cunoscută astăzi decât parțial.

Din anul 1900-1917 a avut loc o intensă activitate de foraj,săpanduse circa 700 de sonde în sistem Canadian(Oligocen si Meoțian).Multe din aceste lucrări au fost abandonatein anii 1916-1917,mare parte din aceste arhive fiind distruse.Reșaparea de sonde au început în deceniul trei,până în anul 1976 fiind săpate încă 36 de sonde ,unele având investigații geofizice standard.

În prezent ,pe acesta structura s-au săpat 818 sonde și puțuri cunoscute ,numărul total de sonde fiind cu siguranță mai mare ,fapt argumentat de găsirea documentatiilor unor sonde care nu apar în hărțile de producție sau în listele de coordonate,nefiind astfel posibilă amplasarea lor pe hărți.

Structura Helvețian (Zona Ridicată ) este reprezentată de depozite depuse discordant într-o cuvetă central peste ridicări la nord și sud ale Oligocenului. Pe acest sector structural au fost săpate până în prezent 330 de sonde,parte din ele beneficiind de investiții geofizice,puține realizate încă înainte de război,pentru că după anul 1948,societăți precum Petrolifera Muntenia,Sovrompetrol să înceapă sistematic aceste investigații.Interesul pentru acest obiectiv a crescut odată cu realizarea forajului la adâncimi mai mari,după extinderea preocupărilor asupra Meoțianului,adesea accesibil la adâncimi de 800-900m.

Structura Helvețian+Meoțian-Flanc Scufundat a fost pusă în evidență în anul 1950 prin sondă 901 PM, după care s-au săpat încă 73 de sonde de explorare și exploatare.Acest zăcământ a făcut obiectul a patru lucrări între anii 1977-1997.

Structura Meoțian-Zona Ridicată face parte din cuvertură depozitelor mio-pliocene depuse discordant peste cele Oligocene sau peste cele helvețiene.

Încă din secolul trecut cartări ale zonei au demonstrate prezența țițeiului iar în timp gradul de detaliere a geologiei zonei a crescut,deși cu grad mare de incertitudine.

După 1920 s-a intensificat exploatarea țițeiului de către societățile petroliere ca Astra Română,Steaua Română,Concordia,Columbia.Până în prezent pentru Meoțian au fost săpate 1138 de sonde.

Structura Meoțian –Zona Intermediară se află în prelungirea sudică a Zonei Ridicate,în raport tectonic cu aceasta ,fiind situate între faliile majore și ,falii pe planul cărora s-a ridicat sarea spre suprafață. Și în această zona sunt investigații prin sonde vechi de exploatare Lucrările seismice au pus în evidență structuri îngropate de vârstă oligocenă,fapt ce a intensificat săparea de sonde la acest nivel,sonde de adâncime mare(peste 2000m) care au adus informații și asupra depozitelor meoțiene situate deasupra. Numărul total de sonde săpate pe întreg zăcământul comercial Runcu-Bustenari este cu siguranță mai mare-documentații ale unor sonde ale căror coordonate nu se cunosc sau coordonate ale unor sonde,probabil foarte vechi,despre care nu se stie nimic.

Comportarea în exploatare și cercetările efectuate la sonde au condus la concluzia că zăcământul este puternic tectonizat și cu variații mari de facies astfel încât procesul de injecție de apă propus anterior ar fi foarte greu de controlat și ar fi necesitat investiții mari.

1.3 Cadrul geologic regional

Ansamblul structural Runcu-Mislea –Bustenari aparține zonei mio pliocene din față Carpaților Orientali situate între Valea Buzăului și Valea Prahovei care încalecă de-a lungul faliei pericarpatice Platforma Moesica ,la sud,datorită acțiunii de subampingere spre nord a acesteia iar la nord se sprijină pe depozitele paleogene ale Pintelui de Văleni.

În partea de nord a zonei mio-pliocene,la contactul cu Pintenul de Văleni ,se află un aliniament de structure care se caracterizează în general prin cute anticlinale faliate,cu flancul nordic înclinat și încălecat.Acestui aliniament îi aparține și structura Runcu-Bustenari.

Fig.1 Schita cu amplasarea structurii Runcu-Bustenari

1.4 Stratigrafia și litologia

Oligocenul Solzului II este dezvoltat în facies de Kliwa inferioară-bancuri de gresii silicioase și nisipoase cu intercalatii metrice de marne și argile în grosime de 300-550 m,separate în 4 complexe productive,notate de jos în sus :complexul IV,III,II,I.

Analiză carotelor mecanice extrase din obiectivele productive indică un caracter mai stratificat în complexele II și I datorită intercalațiilor marno-argiloase,în comparatie cu cele inferioare,IV si III,care sunt predominant grezoase.

Structura Oligocen Solz I

Această formațiune are circa 350m grosime și este alcătuită din gresii silicioase cu bob fin,în alternanța cu nisipuri fine,marne nisipoase și argile.Înclinarea stratelor este de 45°-85° spre nord și cauza care nu permite identificarea unui reper de corelare valabil,fiind capete de strat pe discordanta Oligocen –Meoțian,motiv pentru care harta a fost întocmită la suprafață de paleorelief oligocen.

Structura Oligocen Nord+Centru

Oligocenul din această zona structurală este acoperit parțial ,în mod discordant ,de Sarmatian în blocul I,de Badedian în blocul IV nord iar în celelalte de Meoțian,aflorand în blocul IV centru.

Au fost întâlnite secvențe ale:

-orizontul Kliwa inferioară de circa 300m grosime(707 SRP,1116,1153,1159 MP) la adâncimea de 350-650 m,alcătuit din gresii cuarțoase,slab cimentate,de culoare deschisă,în alternanța cu marne nisipoase,argile .

-orizontul stratelor de Podu Morii,cu o grosime de 700-800 m,prezent în blocurile II,III,V acoperit discordant de Meoțian.Este dezvoltat în facies pelitic (argile,marne cenușiu închis,marne și argile șistoase cu aspect curbicortical,calcare cu hieroglife,intercalatii de 30-40 m grosime,cu dezvoltare lenticulară);

-orizontului Kliwa Superioară,care are circa 350 m grosime(blocurile I,IV,VI) și este alcătuit din pachete de gresii silicioase,uneori argiloase,slab consolidate,cu bobul de la fin la mediu,cu intercalatii de șisturi disodilice și menilite.

Structura Helvețian (Zona Ridicată)

Depozitele helvețiene sunt depuse în cuveta centrală,izolată tectonic de formațiunile Oligocene din jur sau prin emersiune și erodare de cele situate deasupra(meoțiene)-discordante.

Grosimea în zona centrală a cuvetei nu este cunoscută dar pe flancuri se întâlnesc grosimi între 500 și 1000 m și este constituit dintr-o succesiune de argile,marne în alternanța cu gresii moi și nisipuri micafere cenușii,cu gipsuri și tufuri vulcanice la partea superioară.

Gresiile și nisipurile sunt dispuse în partea mediană și superioară și au un conținut pelitic ridicat formând pachete de strate sau complexe grezo-nisipoase în care s-au format acumulări de țiței.

Structura Helvețian +Meoțian-Flanc Scufundat

Helvețianul din această zonă este apreciat la 500 m grosime și este format din alternanțe neregulate de marne grezoase brune cu paiete de muscovit și biotit,argile slab nisipoase ,parțial grezoase,gresii marnoase cenușii,uneori calcaroase,nisipuri marnoase,calcaroase cenușii ,cel mai frecvent marne nisipoase cenușii.

Meoțianul are circa 400 m grosime,variabilă din cauza stratelor ridicate pe flancul faliei și este alcătuit dintr-o alternanță de roci psamitice(nisipuri și gresii în bancuri de zeci de metri grosime) și roci pelitice(marne și argile) ca intercalatii între acestea,cu grosimi de la submetrice la 30-50 m.Această dispunere litologică a permis împărțirea Meoțianului în 3 pachete poros permeabileM II,M Intermediar și M I,despărțite de intercalatii pelitice.

1.5 Tectonica

Aspectele structurale sunt ilustrate de o serie de secțiuni geologice transversale,efectuate de la est spre vest și care pun în evidență toate obiectivele geologice și raporturile structurale în care se află unele față de altele.

Structura Oligocen Solz II

Lucrarea efectuată în anul 2003, a prezentat în amănunt modificările impuse de toate datele geologice noi (5 sonde noi,din care 2 orizontale,diagrafie geofizică complexă),de comportarea în exploatare a sondelor de pe structură,de rezultatele cercetării la închidere efectuate la 4 sonde ,și altele,motive pentru care ,în cele ce urmează ,aspectele tectonice vor fi prezentate succinct:

Oligocenul Solz II reprezintă un monoclin cu ridicare de la nord spre sud,cu înclinări de 45°-60° sau chiar mai mari,delimitat la nord de zona de acvifer ,la sud și est de intruziunea de sare de-a lungul faliei iar la vest de falia ;

Structura Oligocen Solz I

Solzul I al Oligocenului este delimitat de faliile longitudinale majore,de încălecare de la nord spre sud, și din partea de nord,respectiv de sud.

Harta structurală reprezintă imaginea Oligocenului Solz I la suprafață de discordantă cu Meoțianul din motive expuse în capitolul anterior.

Izobatele construite la nord de falia reprezintă izobatele pe planul acestei falii cu înclinare spre nord și pe care se face închiderea zăcămintelor.

Structura Oligocen Nord+Centru

Această structură reprezintă flancul sudic căzut al anticlinalului Telega –Bustenari care încalecă ,de-a lungul unor falii longitudinale,cuvetă de formațiuni miocene(Helvețian-Badenian) spre sud. O altă falie importantă este falia longitudinala ,pe flancul căreia ,la sud,se ridică stratele de Podu Morii,în contact tectonic cu stratele de kliwa.

Harta structurală a fost întocmită pe baza intrărilor în Oligocen ,menționate pe harta de producție(1977),în cadrul formulelor de producție și pe baza celor câteva diagrafii electrice efectuate la sonde.De asemenea,harta ia în considerare accidentele tectonice cartate(falia Telega-Bustenari,Grâușor, ).

Aspectul hărții la discordanta Meoțian-Oligocen este al unei zone vălurite,colinare,a paleoreliefului,cu amplitudini ale reliefului de la 300 m la 600 m.

Falia Telega –Bustenari pune în contact tectonic zona oligocenă acoperită de Badenian cu zona de aflorare a Oligocenului.

Structura Helvețian(Zona Ridicată)

Se prezintă sub formă unei cuvete orientate VE(cuvetă Runcu-Scorțeni-Teis) mărginită tectonic la nord și sud de cele două ridicări ale Oligocenului.

Axul acestei cuvete se afundă spre est fapt ce a permis ca în acesta zonă să se depună sediment badeniene. Stratele au înclinări de până la 85° sprijinindu-se pe discordantă Meoțian-Helvețian sub formă de capete de strate și se pare că iau formă cuvetei formate prin tectonizare și erodare a Oligocenului.Nu există repere corelabile în această stivă mare de depozite și de aceea harta structurală a fost întocmită la suprafața de discordanță Meoțian-Helvețian

Structura Helvețian+Meoțian-Flanc –Scufundat

Această structura este delimitată la nord de falia (generată de împingerea sării spre

suprafață) în zona de est și de diapirul de sare începând din zona centrală spre vest și reprezintă efectul diapirismului asupra depozitelor mio-ploicene din zona sudică a ansamblului structural.

De la est spre vest decroșarea depozitelor și înclinarea stratelor se accentuează treptat

o dată cu înclinarea faliei de chiar diapirul de sare astfel că sub acesta stratele meoțiene au înclinări ce ajung de la 25° spre 90° iar în stratele helvețiene este de la 32° la 87°.

Structura Meoțian-Zona Intermediară

Situate între falia longitudinală majoră și falia (falia Runcu) ,depozitele meoțiene din această zonă păstrează caracteristicile celor din Zona Ridicată cu specificația că are înclinări spre sud de până la 60°.Este încălecat spre nord,de-a lungul faliei de meoțianul din Zona Ridicată și încalecă la rândul său ,pe planul faliei ,zona pliocenă a Flancului Scufundat,la sud.

Este orientat VSV-NNE iar în partea estică se ridică și ajunge la același nivel cu meoțianul Flancului Scufundat ,în poziție ridicată și acesta.Nu se înregistrează modificări față de studiul anterior.

Structura Meoțian-Zona Ridicată

Are aspectul unui monoclin orientat aproximativ est-vest cu înclinare de 20°-25° spre sud. La nord se efilează pe depozitele Oligocene care aflorează iar la sud este delimitat de falia longitudinală majoră (falia sări de sub cuvetă helvețiană).Imaginea structurală de ansamblu ,simplificată și în acord pentru toate obiectivele geologice,de la cele mai vechi(Oligocen Nord+Centru și Oligocen Solzi) până la cele mai noi(Meoțianul),nu suportă modificări având în vedere lipsa altor informații față de studiul anterior.

1.6 Obiective de interes petrolifer

Pe ansamblul aliniamentului structural obiectivele de interes petrolifer sunt:

-Oligocen Solz II-Kliwa inferioară;

-Oligocen Solz I-Kliwa superioară;

-Oligocen Nord+Centru: -Kliwa superioară;

-Strate de Podu Morii;

-Helvețian-Zona Ridicată;

-Helvețian+Meoțian-Flanc Scufundat: -Helvețian;

-M II inferior;

-M II superior;

-M Intermediar

-M I inferior+M I superior;

-Meoțian-Zona Ridicată și Intermediară: -M II;-M Interme; -M I

Fig 2. Sectiune geologică reprezentativă(Sc. 1:20 000)

1.7 Distribuția inițială a fluidelor

Obiectivul de interes economic este reprezentat de cele patru complexe productive ale Oligocenului și cuprinde zăcăminte cu și fără cap primar de gaze.

1.8 Modelul fizic

1.8.1 Presiunea inițială și temperatura de zăcământ

Au fost stabilite valorile gradienților de presiune inițială și temperatură pe baza măsurătorilor efectuate în sonde[1,9].Aceste valori sunt prezentate în tabelul 1.

Tabelul 1

1.8.2 Roca magazin

Ansamblul structural studiat este parte a Depresiunii Pericarpatice ce a constituit o arie de intensă acumulare sedimentară într-un facies marin ,în cadrul căruia s-a format o succesiune de depozite aproape continue,cel puțin din Cretacicul Inferior până în Pliocen.Din punct de vedere genetic se încadrează la formațiunea de fliș(Cretacicul Inferior-Paleogenul)și la cea de molasă(Neogenul).Se consideră că sedimentarea a avut loc într-o mare deschisă,dat fiind lipsa cărbunilor și evaporitelor în Cretacic și Paleogen.Fragmentarea bazinului s-a accentuat în urmă fazelor savică (Oligocen Superior-Acvitanian)și știrică(Burdigalian-Helvețian).

Oligocenul ,unul din principalele obiective cu roci rezervor,este dezvoltat în facies de kliwa-bancuri metrice și suprametrice de gresie silicioasă eminamente albă,în strate groase separate prin șisturi disodilice.

Din punct de vedere petrografic roca este constituită dintr-un material detritic cu sortare slabă,prins într-un ciment silicios cu structură de umplere în asociație cu material argilos-sericitic.

Gresia silicioasă are excelente calități colectoare ajungând în zona Pintenului Văleni-Bustenari până la 30% porozitate și 1300 mD permeabilitate. Helvețianul este dezvoltat dintr-o succesiune de argile și marne în alternanță cu gresie și nisipuri,cu un conținut pelitic ridicat,ceea ce imprimă o mare variație de facies.

Meoțianul,obiectivul productiv cel mai întins,este alcătuit dintr-o alternanță de roci psamitice(nisipuri si gresii)și roci pelitice(marne și argile) cu mari variații de facies atât pe verticală cât și pe orizontală.

Porozitatea

Față de confirmarea anterioară acest parametru este menținut pentru toate obiectivele componente ale zăcământului comercial,neexistând alte informații suplimentare pentru reevaluare.

Tabel

Permeabilitatea absolută

În privința acestui parametru ,neschimbat față de lucrarea și confirmarea anterioară,se pot face doar observații pentru Oligocenul Solz ÎI la care analizele de carote au indicat o plajă largă de valori pentru permeabilitatea absolută cuprinsă între 1-900 mD ,cu valori mari din determinările în laborator pe carote extrase și valori mici rezultate din indicii de productivitate ai sondelor.

1.8.3 Probleme ivite in decursul exploatarii

Dificultatile ivite in decursul procesului de exploatare a zacamintelor de pe structura Runcu Bustenari sunt similare cu cele intampinate pe celelalte structuri si pot fi relatate urmatoarele:

-viituri puternice de nisip care au condus la dificultati in exploatarea sondelor,deteriorarea coloanelor de exploatare

-deteriorarea coloanelor de exploatare,prinderea tevilor de extractie si depunerea parafinei pe tevile de extractie.

-deteriorarea conditiillor naturale de curgere din zona de filtru a sondelor sapate si puse in productie in ultima perioada a exploatarii zacamintelor ca urmare a traversarii formatiei productive cu fluide de foraj necorespunzatoare.Consecintele acestor dificultati reprezinta un timp indelungat de lucru si implica cheltuieli mari la punerea in productie a sondelor si scaderea drastica a productivitatii acestora.

CAPITOLUL 2

ERUPȚIA NATURALĂ

2.1 Completarea sondelor exploatate prin erupție naturală

Completarea sondelor de mică și medie adâncime exploatate prin erupție naturală

Echiparea sondelor de mică și medie adâncime,exploatate prin erupție naturală prezentată în figura 1.Echipamentul unei sonde exploatate prin erupție naturală se compune din :capul de erupție,garniture de țevi de extractive și packerul.

Fig 2.1 Echipamentul unei sonde de mica si medie adancime in

eruptie natural

2.2 Packere

Packerele sunt dispozitive care împiedică comunicația dintre țevile de extracție, prăjini de foraj, coloane pierdute, etc. și coloana de tubaj a sondei sau pereții găurii de sondă, în care acestea se fixează. Primele sunt cunoscute sub numele de packere de coloana, iar ultimele, fixate în teren, sub numele de packere de teren.

În tehnologia modernă de extracție a țițeiului și gazelor packerele sunt folosite la un număr foarte variat de operații, cum ar fi:

– exploatarea simultană și separată a două sau mai multe strate;

– executarea unor operații de injecție sub presiune în strat pentru protejarea coloanei de exploatare;

– injectarea de abur, pentru izolarea spațiului inelar;

– testarea stratelor cu ajutorul probatoarelor de strat;

– punerea în producție prin pistonare, pentru a realiza o pornire mai rapidă și mai economică.

După modul de folosire, packerele se împart în două categorii: packere de tip permanent

packere de tip recuperabil. Packerele de tip permanent se folosesc la probele de producție la sondele de mare adâncime și marine, la exploatarea simultană și separată a două sau mai multe strate etc. Odată introduse în sondă, acestea nu se mai pot extrage; de aceea, se contruiesc din materiale frezabile, pentru a putea fi îndepărtate din sondă în cazuri accidentale.

După modul de fixare packerele se clasifică astfel:

– packere cu fixare mecanică, prin manevre de rotire, manevre verticale sau o combinație a acestora;

– packere cu fixare hidraulică, prin crearea unor presiuni în țevi;

– packere cu fixare prin acțiunea unei explozii lente – în special în cazul packerelor permanente;

– packere cu fixare termică, provocată de injecția unui agent termic, în special la sondele de injecție de abur.

După sistemul de fixare avem:

– packere cu bacuri;

– packere fără bacuri (cu picior, cu ancora, cu acționare prin expandare hidraulică sau termică).

2.3 Calculul fixarii packerelor

Pentru determinarea rezultantei forțelor care acționează asupra unui packer, se consideră că sens pozitiv sensul gravitațional.

De asemenea, se consideră că diametrele interior și exterior al tevilor cu care s-a introdus packerul sunt egale cu ale corpului de fixare (țeavă interioară) a packerului, neglijându-se prezența mufelor.

2.2 Schema unui packer fixat în coloana

Forțele care acționează asupra unui packer sunt următoarele:

1.Forță de compresiune, G, care trebuie lăsată pe packer, după fixarea acestuia, pentru asigurarea etansietatii. Această forță rezultă din lăsarea pe packer a unei părți din greutatea țevilor cu care s-a introdus în sondă.

2.Forță de presiune, F1, care acționează în spațiul inelar deasupra packerului

(1)

Forța de presiune, F2, care actionează sub packer:

(2)

Fortă de presiune, F3, care actionează asupra secțiunii pline a țevilor:

(3)

in care:

Di – diametrul interior al coloanei în care se fixează packerul, m;

di, de – diametrul interior respectiv exterior al țevilor de extracție, m;

pt , pc – presinea din interiorul țevilor respectiv din coloana calculată la nivelul packerului, N/m2.

unde: H este adancimea de fixare a packerului, m;

ρ- densitatea lichidului din sonda, in momentul fixarii, kg/m3.

în ceea ce priveste pt , exista doua situatii:

operatii de injectie sub presiune, la care:

unde : pinj este presiunea de injectie la suprafată, în metri ,

inj – densitatea lichidului injectat.

operații de denivelare, la care

pt = ( H – H0 )

unde H0 este adncimea de denivelare.

5. Forță de umflare, Fu,rezultă din variația presiunii din interiorul țevilor de extracție

În timpul operațiilor în sondă,pe lângă G,F1,F2 și F3,mai intervin și forțele rezultate din variația diferenței de presiune dintre interiorul și exteriorul țevilor de extracție.

Presiunea interioară din țevile de extracție produce atât mărirea diametrului interior al acestora,deci o umflare (balonare),cât și o flambare (buclare) a țevilor .

Fenomenului de umflare generat de presiunea în țevi i se opune efectul presiunii din coloana.Țevile de extracție fiind fixate în capul de erupție tind din cauza umflării lor,conform legii generalizate a lui Hooke,să tragă în sus de packer cu o forță Fu care rezultă din relația:

Fu = (4)

in care :

Δ ptm – diferenta dintre presiunea medie din interiorul tevilor de extractie in timpul operatiei si presiunea medie din tevi in momentul fixarii packerului,N/m2;

Δ pcm- are aceeasi semnificatie ca mai sus,cu deosebirea ca referirea se face la coloana,N/m2;

t – grosimea peretelui tevilor de extractie,m;

at – aria sectiunii metalice a tevilor de extractie,m2;

μ – coeficientul lui Poisson (μ = 0,3).

Presiunea medie se ia pe baza mediei aritmetice intre presiunile de la suprafata si presiunile din dreptul packerului.

Fu este orientata in sus cand Δ ptm > Δ pcm .

6. Forta de buclare sau de flambaj in spirala, Ff

Fenomenul de flambare apare ori de cate ori printr-un tub liber la un capat se vehiculeaza un fluid sub presiune. Tinand seama de cele prezentate mai sus rezulta pentru forta de flambaj urmatoarea relatie:

Ff = de2 ( pt – pc )

Daca presiunea in tevi si in coloana la nivelul packerului a variat cu Δ pt si Δ pc, relatia de mai sus devine

Ff = de2 ( Δ pt – Δ pc ) ( 6 )

Garnitura de tevi de extractie va flamba daca Ff este pozitiva si va ramane dreapta daca Ff este negativa sau zero.

7. Forta datorita variatiei de temperatura,Ft ,care apare datorita variatiei de temperatura,la care sunt supuse tevile de extractie in timpul operatiei fata de momentul initial (fixarii packerului).Forta Ft se determina exprimand alungirea Δl atat prin variatia temperaturii Δl = l α Δtm cat si prin legea lui Hooke Δl = Ftl/Eat.

Rezulta :

Ft = α at EΔtm ( 7 )

in care :

este coeficientul de dilatare termica al materialului

( α = 1,242 * 10-5 m/m 0C );

E – modulul de elasticitate al materialului,N/m2;

Δtm – variatia temperaturii medii, 0C.

Δtm = tm – tm ( 8 )

In timpul initial operatiei

Temperatura medie in timpul operatiei se calculeaza pe baza temperaturii capatului inferior si superior al tevilor, tinand seama si de lichidul din spatiul inelar.

Ft este pozitiva daca exista o crestere a temperaturii in timpul operatiilor fata de temperatura din timpul fixarii packerului (injectie de abuz); invers Ft este negativa

Rezultanta R a tuturor fortelor care actioneaza asupra packerului trebuie sa fie mai mare decat forta de compresiune Fc necesara deformarii garniturilor de cauciuc pentru asigurarea

R = F1 – F2 – F3 -Fu – Fb- Ft +G

de unde rezulta :

G Fc – F1 + F2 + F3 +Fu + Fb +Ft ( 9 )

Valoarea lui Fc este in functie de diametrul packerului si de duritatea cauciucului din care sunt confectionate garniturile de etansare.

Relatia (9) permite sa se calculeze ce greutate G trebuie lasata pe packer,pentru asigurarea etanseitatii.

Daca in timpul operatiilor de injectie sub presiune (F2,F3,Ft si Fu au valori mari, greutatea tevilor de extractie nu este suficienta pentru asigurarea etanseitatii pakerului. In acest caz se

De asemenea,in aceasta situatie se poate folosi un packer cu ancore hidraulice sau un packer cu armare prin tractiune

2.4 CAPETE DE ERUPȚIE

Pentru a realiza etansarea între țevile de extracție și coloana de exploatare și pentru dirijarea și controlul curgerii fluidelor prin țevile de extracție, la gură sondei se folosește o instalație alcătuită din :

– dispozitivul de suspendare a țevilor de extracție ;

– capul de erupție propriu-zis.

Dispozitivul de suspendare a țevilor de extracție denumit în șantier și tubing head sau oală de etanșare se montează pe flansa de etanșare a coloanei de exploatare și servește atât la suspendarea țevilor de extracție cât și la etansarea spațiului inelar dintre acestea și coloana de exploatare.

Este prevăzut cu două brațe laterale așezate la 1800 unul de altul, care permit controlul presiunii din coloana sau pomparea de fluide în scopul pornirii sau omorârii sondei.

2.3 Dispozitivul de sustinere al tevilor de extractie: a)agatatorul; b)piatra;

Capul de erupție propriu-zis. Este compus dintr-un ansamblu de armături și robinete care se montează deasupra dispozitivului de susținere a țevilor de extracție și are următoarele funcțiuni:

– permite închiderea sondei;

– permite reglarea debitului de fluide al sondei cu ajutorul duzelor;

– permite circulația fluidelor din spațiul inelar în țevile de extracție și invers;

-permite măsurarea presiunii și temperaturii la gură sondei.

Capul de erupție se construiește din oțel de calitate superioară, deoarece pe lângă faptul că suportă presiunea existența în sondă, el trebuie să reziste și la acțiunea corozivă a apei sărate, care însoțește țițeiul, sau la acțiunea abrazivă a nisipului antrenat din strat. Când se ridică țevile de extracție prin bacurile închise ale prevenitorului suportă și greutatea acestora (vezi punerea în producție a sondelor de mare adâncime).

Capetele de erupție se construiesc pentru presiuni de lucru de:140, 210, 350, 700 și 1050 bar. La zăcămintele noi se aleg capete de erupție a căror presiune de lucru este mai mare sau cel puțin egală cu presiunea de strat inițială.Capetele de erupție moderne sunt echipate cu sisteme de securitate care intră în acțiune și comandă închiderea sondei în cazul unor accidente la suprafață.

2.4 Capul de eruptie echipat cu sisteme de securitate si monitorizare a productiei sondelor

Din punct de vedere constructiv, capetele de erupție se prezintă în două variante :

tip CEA, capete de erupție asamblate cu un singur braț (CEA 1) sau cu două brațe (CEA 2) .

tip CEM, capete de erupție monobloc, cu un singur braț, cu un singur robinet pe linia principala (CEM 11) sau cu două robinete pe linia principala (CEM 12).

Capetele de erupție CEA 1- cu un braț – pentru presiuni de 140, 210 și 350 bar se folosesc la sondele care nu prezintă pericol în exploatare și la care opririle necesare pentru diverse lucrări de suprafață nu pun probleme în funcționarea sondelor.

Capetele de erupție CEA 2 – cu două brațe – pentru presiuni de 210, 350, 700 și 1050 bar se folosesc la sondele cu dificultăți în exploatare, la care pentru siguranță sunt necesare două cai de dirijare a producției sau eventual de omorâre a sondei și la sondele de mare adâncime. Se construiesc cu două robinete principale și cu unul sau două robinete pe brațe.

Capetele de erupție monobloc prezintă avantajul că sunt mai ușoare decât cele asamblate și elimina numărul mare de etansari metalice dintre robinete și corpul capului de erupție, etansari care în cazul unor defecțiuni de montaj sau sub efectul presiunii fluidelor care curg prin ele, eventual și al unor agenți puternic corozivi, pot să cedeze.

Prezintă dezavantajul că sunt mai greoaie pentru transport și montaj, neputându-se demonta în părți componente și nu permit înlocuirea unor părți defecte.

Componentele principale ale capului de erupție propriu zis sunt:

-portduzele,crucea capului de erupție,ventílele principale,ventílele de pe brațe,ventilul de pistonat și manometrul.

Duzele sunt ajutaje cu ajutorul cărora se reglează debitul de țiței și de gaze al sondei. Ele pot fi fixe sau reglabile.

-Duză fixă se montează în capul de erupție într-un locaș numit portduza , fiind construită dintr-un corp de oțel masiv, rezistent la abraziune sau din materiale mineralo-ceramice de mare duritate.

-Duză reglabilă permite obținerea unor secțiuni diferite de trecere a fluidului prin manevrarea

Se folosește la punerea în producție a sondelor până la curățirea stratului de noroi sau nisip, deoarece duzele fixe se înfundă ușor cu impuritățile venite din strat, precum și la operațiile de omorâre a sondelor.

2.5 Duza reglabila 1-tija;2-ac;3-scaun.

Capete de erupție pentru exploatare duală. În cazul exploatării simultane și separate a două strate cu două rânduri de țevi de extracție, se folosește un cap de erupție dual care asigura susținerea și etansarea celor două garnituri de țevi și dirijarea separată a fluidelor extrase. Dispozitivul de suspendare a țevilor de extracție este astfel construit, încât cele două garnituri de țevi să poată fi introduse independent una de altă.

2.5 Țevile de extracție

Țevile de extracție se utilizează la toate sistemele de exploatare a sondelor. Garnitură de țevi de extracție susține echipamentul de fund și asigura ascensiunea fluidelor din strat până la suprafață. Această îndeplinește mai multe roluri și anume :

– asigura, printr-o alegere judicioasă a diametrului și lungimii ei, folosirea rațională a energiei de zăcământ;

– permite circulația fluidelor din coloana în țevi și invers, pentru pornirea sau omorârea sondelor;

– protejează coloana de exploatare împotriva acțiunii corozive sau abrazive a fluidelor în mișcare;

– permite efectuarea operației de pistonare la punerea în producție a sondei;

– protejează coloana de exploatare (atunci când se lucrează cu packere), în cazul unor operații sub presiune în sondă.

Condițiile de lucru din sonde fiind foarte diferite, este necesar să se utilizeze țevi de extracție confecționate din oțeluri capabile să suporte solicitările la care sunt supuse și acțiunile mediului în care lucrează. În acest sens, țevile de extracție se confecționează din :

– oțel grad H 40 și J 55 pentru condiții normale de lucru și adâncimi medii;

– oțel grad C 75 și C 95 pentru mediu coroziv salin, combinat cu H2S și CO2 și adâncimi medii și mari de lucru;

– oțel grad N 80 pentru mediu coroziv salin și adâncimi medii și mari;

– oțel grad P 105 pentru mediu normal și adâncimi foarte mari.

Caracteristicile de rezistență ale oțelurilor din care sunt confecționate țevile de extracție sunt prezentate în tabelul 1. Conform standardului Institutului American de Petrol (API) Spec. 5 CT țevile de extracție se execută în următoarele clase de rezistență: H 40, J 55, L 80, N 80, C 90, T 95 și P110.

Caracteristicile de rezistenta ale otelurilor pentru tevi de extractie

Se construiesc țevi de extracție cu diametrul nominal de : 1,050 ; 1,315 ; 1,660 ; 1,900 ; 2,063 ; 2 3/8 ; 2 7/8 ; 3 1/2 ; 4 și 4 1/2 în. Prin diametrul nominal se înțelege diametrul exterior al corpului țevii. În schele se mai utilizează că diametru nominal și diametrul interior (după vechiul sistem).

Lungimea țevilor de extracție este cuprinsă între intervalele 6,10….7,32 m și 8,53…..9,75 m. Al doilea interval este cel mai frecvent și se poate consideră o lungime medie de 9 m.

După tipul filetului și al îmbinărilor, țevile de extracție se pot încadra în următoarele grupe :

Țevi de extracție cu capete neângrosate (non-upset tubing sau NU) . Se fabrică conform API Std. 5A și 5AX.

Acestea au filetul rotunjit API (cu unghiul flancurilor de 600 și conicitatea 1:16 ) și mufe exterioare separate. Prin filetare, rezistență țevilor scade cu 15-20 % față de rezistență corpului în porțiunea nefiletata. Se folosesc la sondele cu adâncime mică.

2.6 Țevile de extracție cu capete neângrosate îmbinate prin mufe detașabile

Țevi de extracție cu capete îngroșate la exterior (external-upset tubing sau EU) . Se fabrică conform API Std. 5A și 5AX și au același filet că și țevile neingrosate.

Țevile de extracție cu capetele îngroșate, pentru același diametru nominal, au o secțiune utilă în dreptul filetului cu 30-60 % mai mare decât cele cu capete neingrosate, fapt pentru care suportă sarcini superioare și pot fi folosite la sonde cu adâncimi mari și la presiuni mari

Țevi de extracție cu mufe din corp (integral joint). Acestea sunt prevăzute cu îmbinări speciale tip Extreme Line, Omega, Hydrill și sunt folosite la sondele de mare adâncime (în mod deosebit pentru sondele cu presiuni mari de gaze). Se folosesc că țevi paralele sau țevi interioare, când se introduc în sondă mai multe rânduri de țevi.

Acestea prezintă avantajul că pentru același diametru nominal al țevii au un diametru exterior al mufei mai mic, putându-se introduce în coloane cu diametru mic.

2.7 Țevile de extracție cu capete cu mufe din corp si îmbinări speciale

Șiul țevilor de extracție. La partea inferioară a țevilor de extracție se montează un siu numit și sabot (fig. 3) care are diametrul interior d3 mai mic decât al țevilor.

2.6 Analiză nodală sau corelația de funcționare strat –sondă

Orice sistem de extracție este compus din următoarele elemente:

Zăcământul,gaură de sondă și instalațiile de suprafață.Pentru că sistemul să funtioneze este necesar că performanțele elementelor constituente să permită obținerea unui punct de funcționare.

Analiză funcționarii ,precum și optimizarea parametrilor unui sistem de extracție se realizează cu ajutorul analizei nodale.Această presupune identificarea identificarea componentelor sistemului ,izolarea din sistem a unui punct unic numit nod și determinarea debitului și presiunii și presiunii în acest nod.

Fig 2.9 Analiza nodală

Nodul se alege la nivelul mediei perforaturilor ,sistemul de extracție împărțindu-se în două componente față de acesta:componentă din amonte ,care cuprinde toate elementele dintre nod și conturul zăcământului și componentă din aval ,care cuprinde toate elementele dintre nod și separator.Presiunea din separator și presiunea de zăcământ constituie punctele de capăt ale sistemului ,ele fiind singurele valori fixe care nu variază cu debitul.

Reprezentarea grafică a variației presiunii în funcție de debit pentru fiecare din aceste component ,se obține două curbe care se intersectează într-un punct numit punct de corelație de funcționare strat-sondă ale cărei coordinate reprezintă presiunea și debitul din nod.

2.7 Analiză nodală în cazul unei sonde în erupție naturală

Stabilirea corelației de funcționare strat –sondă în cazul unei sonde care funcționează în erupție naturală se procedează astfel:

-se determina tipul curgerii în funcție de presiunea de saturație ,presiunea dinamică de fund și presiunea statică;

-se trasează curba de comportare a stratului în funcție de tipul curgerii;

-se determina curbele de comportare a echipamentului considerând mai multe valori pentru presiunea din capul de erupție.Aceste curbe se determina în funcție de tipul curgerii prin țevile de extractive(monofazică sau bifazică).

În cazul curgerii monofazice prin țevile de extracție, curbele de comportare a echipamentului se trasează pe baza relației:

+Hg+

v=4/;

v-viteză lichidului

-factorul de frecare se determina în funcție de regimul de curgere și numărul Reynolds

Pentru determinarea curbelor de comportare a echipamentului se consideră mai multe valori pentru debitul de lichid și cu relația (32) se determina presiunile dinamice de fund , corespunzătoare unei anumite valori a presiunii din capul de eruptie,.

Toate perechile de valori (presiune dinamică,debit de lichid) corespunzătoare acelei valori a presiunii din capul de erupție se reprezintă grafic pe aceeași diagramă presiune în funcție de debit,pe care s-a reprezentat și curbă de comportare a stratului.

În acest mod se obține curbă de comportare a echipamentului.

La intersecția acestor curbe cu cea corespunzătoare comportării stratului,se stabilesc punctele de corelație de funcționare strat-sondă pentru diferite valorii presiunii din capul de eruptie.

Fig Stabilirea corelației de functionare strat sondă

Atunci când curgerea prin țevile de extracție este bifazică ,pentru determinarea curbelor de comportare a echipamentului se utilizează o metodă de determinare a gradientului de presiune. Atunci cand curgerea prin tevile de extractie este bifazica ,pentru determinarea curbelor de comportare a echipamentului se utilizeaza o metoda de determinare a gradientului de presiune.

Analiza nodala la Sonda 962 in eruptie naturala efectuata in programul PIPESIM

Fig 1. Analiza nodala considerând variatia indicelui de productivitate si diametrul tubingului

Pentru tubingul cu diametrul de 2.5 inch sonda funcționează în erupție naturală la debite mai mari decât în cazul în care s-ar folosi un diametru de tubing de 2 inch.De asemenea se observă că odată cu scăderea indicelui de productivitate punctele de funcționare strat sondă se deplasează către valori mai mici ale debitului produs de sondă.

Graficul 2

În condițiile scăderii presiunii de zăcământ de la 58 bari la 30 bari și creșterii impurităților de la 10% la 60% se obține un singur punct de funcționare strat-sondă pentru presiunea de zăcământ de 58 bari și impurități de 10%(condiții actuale).

Fig.3 Rezultatele analizei nodale în situația în care nodul a fost amplasat în capul de erupție.

S-a studiat variația diametrului condutei de amestec și indicelui de productivitate asupra coordonatelor punctelor de funcționare strat sondă.

Se observă că diametrul de 50.8 mm reprezintă soluția cea mai bună deoarece punctele de funcționare strat sondă se înregistrează pentru toate valorile indicelui de productivitate la debite mai mari pornind de la 16 m/zi.

Fig 4 .Analiza nodala considerand variatia presiunii de zacamant si diametrul tubingului

Din figura de mai sus rezulta ca se pot obtine doua puncte de functionare strat sonda in conditiile celor doua diametere de tubing alese(2-2.5in) pentru presiunea de zacamant actuala.

Daca presiunea de zacamant scade sonda nu va mai functiona in eruptie naturala indiferent de valoarea diamtrului tubingului.

Gafic 5

Au fost considerate mai multe teorii de ascensiune,in cazul curgerii fluidelor prin tubing rezultand o variatie foarte mare a presiunii dinamice si presiunii de zacamant estimate

.Cele mai mici presiuni s-au obtinut cu metoda Hagedon-Brown revizuit iar cele mai mari presiuni s-a obtinut

Fig 7- Variatia presiunii de-a lungul intregului sistem

S-a simulat si existenta unei conducte de amestec de la capul de eruptie pana la parc.

Variatia presiunii de-a lungul intregului sistem.

CAPITOLUL 3. POMPAJUL CU PRǍJINI

3.1 Generalităti

Pompajul de adâncime este cel mai răspândit, se aplică în faza finală de exploatare a unui zăcământ de țiței, atunci când exploatarea sondelor prin erupție artificială reclamă un consum exagerat de gaze injectate, sau în situația când stratul nu suportă contrapresiune.

Sistemele de pompaj de adâncime se clasifică după modul în care se transmite de la suprafață la pompă energia necesară funcționării acesteia, astfel:

a)Pompaj de adậncime cu prǎjini;

b) Pompaj de adậncime fǎrǎ prǎjini;

– cu pompe hidraulice cu piston ;

– cu pompe centrifugale;

-cu pompe cu jet;

Pompaj de adậncime cu prǎjini:

-pompele introduse în sondǎ și acționate de la suprafață prin intermediul garniturii de prăjini de pompare. Prăjinile care transmit mișcarea de la suprafață la pompă pot fi cu secțiune plină sau tubulare, acționate de unități de pompare cu balansier sau fără balansier

(pneumatic, hidraulic sau mecanic).

În majoritatea țărilor cu industrie petrolieră dezvoltată și fază înaintată de exploatare a țițeiului, pompajul cu prăjini deține o pondere însemnată, atât ca număr de sonde, cât și ca debit extras. Acest lucru se datorează marilor avantaje pe care le prezintă: simplitatea construcției și ușurința deservirii utilajelor.

În prezent, peste 85 % din totalul sondelor de producție din tara noastră se

exploatează prin pompaj de adancime cu prăjini.

3.2. Instalația de pompare cu prăjini

O instalație de pompare, cum este cea prezentată in figura 3.1, cuprinde utilajul

de fund și de suprafață.

Utilajul de fund se compune din pompa de adâncime 1, separatorul de fund pentru

gaze și nisip 2 , țevile de extracție 3, prăjinile de pompare 4, ancora pentru țevile de extracție 5, curățitoarele de parafină 6.

Utilajul de suprafață cuprinde unitatea de pompare, capul de pompare 8 și

conducta de amestec 9.

La rândul său unitatea de pompare se compune din balansierul 11 care se sprijină pe o capră de susținere 15, reductorul 12, bielele 13, manivelele 14, rama sau sania 7 și electromotorul 10.

Pompa este introdusă în coloana de exploatare cu supapa fixă sub nivelul la care se stabilește lichidul în coloană, când pompa funcționează. Distanța de la nivelul de lichid (nivel dinamic) până la supapa fixă se numește submergență dinamică a pompei(h).

Fig 3.1 Schema instalatiei de pompaj de

adancime cu prajini

3.3. Modul de funcționare al unei instalații de pompare cu prăjini

Pompa de adâncime reprezintă elementul principal al instalației de pompare,deoarece modul de funcționare al acesteia depinde, în cea mai mare măsură de calitatea de lichid adusă. Pompa de adâncime este formată dintr-un cilindru 1, având la partea inferioară un scaun cu bilă 2, cu rol de supapă de aspirație, care se mai numește șisupapă fixă și un piston cilindric mobil 3, prevăzut cu un scaun cu bilă 4, cu rol de supapă de refulare, care se mai numește și supapă mobilă.

Ansamblul cilindru – piston este fixat 3 etanș la partea inferioară a garniturii de țevi de extracție 6 și scufundat în lichidul 7, aflat în coloana de exploatare 8 a sondei.

a b

Fig 3.2 Schema si principiul de functionare al unei pompe de adancime

Pistonul este acționat de la suprafață prin intermediul prăjinilor de pompare 5, de la care primește o mișcare alternativă. Mișcarea circulară transmisă de la motor la reductor este transformată de sistemul bielă – manivelă în mișcare alternativă rectilinie;prin intermediul balansierului și al garniturii de prăjini de pompare, această mișcare este transmisă pistonului.

Pompa cu piston este, deci, o pompă în care lichidul este ridicat din sondă la suprafață prin mișcare rectilinie alternativă a pistonului în cilindrul pompei. În

funcție de deplasarea alternativă a pistonului, procesul de funcționare al pompei cu piston este periodic.

Ciclul de pompare este format din doua faze: aspirație și refulare. Fazele ciclului de funcționare al pompei sunt comandate de cele două supape, care deschid, respectiv închid periodic accesul lichidului din sondă în cilindrul pompei, respectiv din cilindrul pompei în țevile de extracție.

Fazele principale ale ciclului de pompare sunt prezentate în fig. 3.2

La începutul cursei în sus a pistonului (fig.3.2,a) supapa mobilă se închide, iar

greutatea lichidului din țevi, corespunzatoare secțiunii brute a pistonului, este preluată de prăjinile de pompare. Odată cu deplasarea ascendentă a pistonului se crează o depresiune în cilindrul pompei, iar supapa fixă se deschide imediat ce presiunea de deasupra ei scade sub valoarea presiunii din sondă, permițậnd lichidului din coloana să intre în cilindrul pompei.

La cursa în jos a pistonului (fig 3.2,b) supapa fixă se închide, deoarece

lichidul de sub piston este comprimat, iar supapa mobilă se deschide numai cậnd

presiunea lichidului de sub piston depașește presiunea coloanei de lichid din țevile de

extractie,ca urmare, greutatea lichidului se transferă de pe piston pe țevile de extracție.

Pistonul se deplasează în jos prin lichidul din cilindrul pompei. Rezultă că pompa de extracție este, în principiu, o pompă cu piston cu simplu

efect.

Este de menționat că de multe ori cilindrul pompei de adậncime nu este umplut

complet cu lichid în timpul cursei ascendente. O parte din volumul cilindrului este

umplut cu gaze, ceea ce conduce la un randament scăzut al pompei.

Dacă volumul de gaze aspirate este mare, la coborậrea pistonului, presiunea

țițeiului și a gazelor de sub acesta nu crește destul pentru a putea deschide supapa mobilă.

La cursa ascendentă, fluidul se destinde, dar presiunea în pompa este încă destul de mare

ca să nu permită deschiderea supapei fixe de aspirație. În acest caz, pompa este blocată cu gaze și nu produce.

Fenomenul de blocare cu gaze nu este în general permanent in momentul producerii lui, pompa nedebitậnd, nivelul de lichid în coloană (submergența) creste pậnă cậnd va învinge contrapresiunea ce menținea închisă supapa fixă, și astfel o cantitate de lichid va patrunde în pompă. Crescậnd cantitatea de fluidincompresibil din pompă, la cursa descendentă urmatoare, sub piston se va realiza opresiune superioară,ca urmare, supapa mobilă se deschide și o cantitate de gaze și lichid trece deasupra pistonului. Pompa va funcționa cu un debit redus un timp oarecare, după care blocarea se va produce din nou.Astfel, pompa va produce intermitent, în rafale, cu debit redus de lichid.

Transferul greutătii lichidului de pe piston la țevile de extracție și invers influențează mult mișcarea pistonului în pompă, datorită alungirilor alternative ale țevilor de extracție și prăjinilor de pompare. Astfel, cursa pistonului în pompă diferă de cursa prăjinii lustruite la suprafață.

3.4 CURSA REALĂ A PISTONULUI

În cursul unui ciclu de pompare, asupra prăjinii lustruite acționează doua tipuri de sarcini:

-Sarcini statice;

-Sarcini dinamice;

Cursa reala a pistonului difera fata de cursa de suprafata din cauza urmatorilor factori:alungirea si scurtarea prajinilor de pompare si a tevilor de extractie in timpul unui ciclu de pompare,sub influenta coloanei de lichid.Cursa reala a pistonului se determina tinand seama de deformatiile prajinilor si tevilor,produse de sarcinile statice si de supracursa pistonului datorita fortelor de inertie.

Deplasarea pistonului în pompă este comandată de balansier prin intermediul garniturii de prăjini.Garnitura de prăjini se comportă ca un corp elastic. Legea de mișcare a pistonului pompei va fi diferită de legea de mișcare a prăjinii lustruite.

La cursa descendenta prajinile coboara prin lichid sub actiunea greutatii proprii La inceputul cursei ascendente ,in timp ce prajina lustruita isi efectueaza cursa la suprafata,pistonul ramane nemiscat in pompa pana in momentul in care se termina deformatia elastica a prajinilor de pompare si tevilor de extractie.

La cursa ascendenta pistonul preia treptat de pe tevi greutatea coloanei de lichid corespunzatoare sectiunii brute a acestuia.

Tevile de extractie se scurteaza cu iar prajinile iar prajinile se alungesc cu o valoare ,intre timp capul balansierului efectueaza o deplasare egala cu +

La cursa descendenta greutatea lichidului trecand treptat de pe piston pe tevile de extractie.Prajinile se scurteaza cu ,iar tevile se alungesc cu ,dupa care incepe sax se deplaseze in jos ansamblul prajini-piston,efectuand cursa descendenta.

Cresterea cursei reale a pistonului datorita fortelor de inertie a prajinilor va fi data de suma valorilor absolute ale celor doua deformatii corespunzatoare cursei ascendente,respectiv descendente.

La cursa ascendenta fortele de inertie sunt orientate in sus,astfel ca dupa ce capul balansierului se opreste,prajinile impreuna cu pistonul isi continua miscarea in sus.

Prin preluarea de către piston a presiunii coloanei de lichid care apasa asupra țevilor de extracție, acesta din urmă fiind și ele construite dintr-un material elastic, se scurtează cu lungimea, reducând astfel spațiul de acumulare a lichidului sub piston, ca și cum cursa pistonului s-ar fi micșorat cu lungimea.

La sfârșitul cursei descendente, forțele de inerție sunt îndreptate în jos, ele contribuind la mărimea factorului de deformare elastică din prăjini și deci a cursei reale a pistonului. La sfârșitul cursei ascendente, forțele de inerție sunt îndepărtate în sus, ele producând o reducere a deformațiilor elastice a prăjinilor.

Cursa reala a pistonului reprezentand diferenta dintre aceste doua deformatii.

Calculul analitic al cursei reale a pistonului:

Deformatia totala a prajinilor si tevilor data de relatia:

În cazul garniturilor de prăjini formate din i trepte de lungimi si sectiunea :

În cazul garniturilor de prăjini unice:

unde:

S – cursa prăjinii lustruite, [m];

Sr – cursa reală a pistonului, [m];

λ – alungirea elastică totală, [m];

λp – alungirea elastică a garniturii de prăjini, [m];

λt – alungirea elastică a garniturii țevilor de extracție, [m];

– viteza unghiulară a manivelei, [rad/s];

n – numărul de curse duble pe minut ale prăjinii lustruite, [cd/min];

E – modulul de elasticitate longitudinal, [N/m2];

Pl – greutatea coloanei de lichid care acționează pe secțiunea brută a pistonului, [N];

lpi – lungimea prăjinii tronsonului ’i’, [m];

api – aria secțiunii prăjinilor tronsonului ’i’, [m2];

qpi – masa unitară a prăjinilor a tronsonului ’i’, [N/m];

lti – lungimea tronsonului de țevi de extracție ’i’, [m];

ati – secțiunea metalică a țevilor de extracție a tronsonului ’i’, [m2];

Ap – aria secțiunii pistonului, [m2];

Lf – lungimea de fixare a pompei, [m];

ρl – densitatea lichidului extras, [kg/m3];

ρt – densitatea țițeiului extras, [kg/m3];

ρa – densitatea apei de zăcământ, [kg/m3];

i – procentul de impurități, [%];

g – accelerația gravitațională, [m/s2].

3.5 Debitul instalatiei de pompare

Debitul unei sonde în pompaj teoretic ,ar trebui să fie reprezentat din produsul dintre cursa prăjinii lustruite, numărul de curse duble pe minut ale capului balansierului efectuate intr-un anumit timp și secțiunea pistonului.

Debitul sondei este cu mult mai mic, scăderea se datorează urmatorilor factori obiectivi:

– alungirea garniturii de prăjini de pompare și țevi de extracție;

– jocul existent între piston și cilindrul pompei;

prezența gazelor în țițeiul extras.

Din cauza acestor factori, debitul real produs de sonda este egal cu debitul teoretic x randament total.

Randamentul de scurgeri apare ca urmare a scurgerilor care pot avea loc prin spatiul dintre piston si camasile care formeaza cilindrul pompei. Randamentul de cursa este influentat de alungirile prajinilor si tevilor,al cărui efect se face simțit cu atât mai mult, cu cât alungirile elastice ale garniturii de țevi de extracție și ale prăjinilor de pompare sunt mai mari. Randamentul volumetric ,joaca un rol important in aprecierea modului de functionare a pompei de adancime.Pompa reflecta efectul gazelor libere aspirate in cilindrul pompei,manifestat prin diminuarea cantitatii de lichid ce poate patrunde in cilindrul pompei si blocarea temporara a pompei.

Blocarea pompei cu gaze este un fenomen reversibil deoarece in spatiul inelar, nivelul lichidului creste continuu in perioada cat pompa este blocata cu gaze ,ceea ce rezulta ca presiunea la nivelul aspiratiei pompei creste.La un moment dat pompa reincepe sa functioneze ,sub capacitatea ei.

Valorile randamentului de umplere poate varia in limite foarte largi,in functie de cantitatea mai mare sau mai mica de gaze si in functie de prezenta unui separator bine dimensionat.

Randamentul de umplere este mai mic in cazul sondelor cu aflux scazut chiar daca se micsoreaza parametrii regimului de pompare la minimum.

Debitul teoretic de lichid Qteor al unei pompe, în ipoteza că cilindrul pompei se umple complet cu un volum de lichid incompresibil, este dat de relația:

, [m3/zi]

unde:

Ap – aria secțiunii pistonului, [m2];

Sr – cursa reală a pistonului, [m];

n – numărul de curse/min

unde: – randamentul volumetric de suprafață al pompei, =0,65 – 0,8;

ην – randamentul volumetric al pompei;

ηs – randament de pierderi de lichid (între piston și cămăși,supape, mufe),

ηs =0,9 – 0,95;

ηc – randamentul de cursă (Sr/S);

Randamentul volumetric de fund (randamentul real al pompei) ην ,este raportul dintre debitul real produs de pompă și debitul teoretic calculat în raport cu lungimea cursei reale a pistonului.Rezultă că :

Randamentul volumetric se calculează cu relația:

,[%]

unde: Qext – debitul de lichid extras, [m3/zi];

Qteor – debitul teoretic, [m3/zi].

Randamentul volumetric depinde de vâscozitatea lichidului, cu cât vâscozitatea este mai mare, cu atât pompa se umple mai greu, iar supapele se vor închide cu o întarziere mai mare. În cazul în care sonda are caracter semieruptiv, debitul ei real de extracție va fi mai mare decât cel teoretic, iar randamentul volumetric va fi mai mare ca 1.

3.6 CALCULUL FRECVENȚELOR PERICULOASE ȘI NEPERICULOASE

Atunci cand greutatea coloanei de lichid este preluata de piston, garnitura de prăjini este întinsă tocmai ca un resort solicitat la întindere.

La începutul cursei descendente, tevile preia toată greutatea lichidului , garnitura eliberându-se de forța ce o solicită la întindere. Datorita acestui fapt, în garnitura de prăjini de pompare, se stabilește un regim de unde staționare cu lungimea de undă de λ=4L

Anomaliile dinamogramelor si ruperii prajinilor de pompare sunt explicate de fenomenele vibratorii. Valoarea maximă a fenomenului vibrator este la piston.

Când pistonul ajunge la cota cea mai de jos, sub influența oscilațiilor libere ale acestuia coloana de lichid preia în masa sa aceste oscilații. Trebuie specificat că datorită frecărilor dintre țevi și prăjini, aceste oscilații se amorsează in timp.

Dacă oscilațiilor libere provocate de resort, li se adaugă oscilațiile forțate provocate de mișcarea capului balansier, îndeplinindu-se condiția ca cele două oscilații să fie egale, sau multiple una față de cealaltă și astfel se produc fenomene de sincronism, oscilațiile întărindu-se reciproc și ducând în final la ruperea garniturii de prăjini de pompare.

Este necesar să stabilim un număr de curse la prăjina lustruită, astfel încât aceste fenomene de sincronism să nu se producă

unde: nI – frecvențe periculoase, [cd/min];

ni – frecvențe nepericuloase, [cd/min];

N – raportul frecvențelor oscilațiilor libere și a celor forțate (N=1…6)

Lf – adâncimea de fixare a pompei, [m].

3.7 Dimensionarea garniturii de prajini de pompare

Dintre elementele instalatiei de pompare, prăjinile sunt cele mai solicitate. ,de rezistenta prajinilor depinde adancimea de fixare a pompei.

Dimensionarea garniturii de prajini de pompare se face tinand seama de solicitarile statice sau dinamice.

Exista doua metode de dimensionare si anume:

-metoda eforturilor unitare maxime admisibile

-metoda eforturilor unitare egale

La calculul garniturii de prăjini de pompare, se ține seama de următoarele:

greutatea proprie a prăjinilor trebuie să fie minimă, pentru sarcina admisibilă la prăjina lustruită;

alungirea garniturii trebuie să fie minimă pentru a avea o pierdere de cursă cât mai mică;

secțiunea prăjinilor și materialul lor, trebuie alese astfel încât să reziste solicitărilor produse în timpul funcționării, chiar și la eventualele schimbări ale condițiilor de lucru (inundare,creșterea debitului).

Se folosesc mai multe metode de dimensionare a garniturii de prăjini de pompare.

Alegerea diametrului și lungimea tronsoanelor se face prin metoda statică în două ipoteze:

-garnituri de greutate minimă;

-garnituri de egală rezistență.

3.8 Stabilirea lungimii tronsoanelor prin metoda eforturilor unitare maxim admisibile

Principiul acestei metode constă în determinarea punctului în care efortul unitar maxim din prăjinile cu diametrul cel mai mic este egal cu efortul unitar admisibil al otelului din care sunt confectionate prajinile. Deasupra acestui punct, se alege o prăjină cu un diametru standardizat imediat superior, determinându-se un alt punct în aceleași condiții. Se repetă până când suma lungimilor tronsoanelor determinate devine mai mare decat adancimea de fixare a pompei.

.

Dacă , atunci se corectează lungimea tronsoanelor până când .

Prin această metodă de dimensionare se realizează o garnitura de prajini mai usoara,realizandu-se economie de material și se reduce sarcina în prăjina lustruită, însă datorită deformațiilor elastice ale garniturii, se micșorează cursa reală a pistonului pompei.

;

;

Dacă , atunci se redistribuie ce este in plus cu lp la fiecare tronson, unde:

Lungimea corectata a tronsoanelor va fi:

Greutatea coloanei de lichid ce actioneaza asupra sectiunii totale a pistonului:

-Factorul de plutire

-Factorul dinamic la cursa ascendenta:

.

3.9 Eforturile unitare maxime si minime din garnitura de prajini

Dacă , atunci în formulele date,

unde:

– efortul unitar admisibil al materialului din care sunt confecționate

prăjinile de pompare;

– efortul unitar minim în prăjinile de pompare a tronsonului i;

– efortul unitar maxim în prăjinile de pompare a tronsonului I;

– lungimea corectată a tronsonului i de prajini;

3.10 Dimensionarea coloanei de tevi de extractie

În alegerea țevilor de extracție în afara calculului de rezistență, se ține seama, dimensionând de la suprafață spre talpa sondei, de adâncimea de depunere a parafinei și de posibilitatea de prinderea prăjinilor de pompare cu corunca, în eventualitatea ruperii prajinilor de pompare.

Pentru a permite deparafinarea mecanică a țevilor de extracție, se impune un diametru constant pe o adâncime de circa 1000 m. Deși adâncimea de depunere a parafinei ar fi teoretic de 900 m în calculele de proiectare s-a asigurat o marjă de siguranță de 100 m.

Tronsonul de tevi va fi mai lung decat tronsonul de prajini cu cel putin 10 m. Diametrele tronsoanelor de tevi se stabilesc de jos in sus tinand cont de pompa aleasa.

3.11 Eforturile unitare maxime si minime din tevile de extractie

σmin 1 , σmin 2– eforturile unitare minime a tronsoanelor I, respectiv II [N/m2];

σmax 2, σmax 2 – eforturile unitare maxime a tronsoanelor I, respectiv II, [N/m2];

lt1 , lt2 – lungimea tronsoanelor I, respectiv II [m];

qt1, qt2 – greutatea unitară a țevilor pe tronsoanele I ,respectiv II , [N/m];

at1, at2 – aria secțiunii metalice a țevilor pe tronsoanele I, respectiv II, [m2];

Ap – aria secțiunii pistonului, [m2];

Pp – greutatea prăjinilor în aer, [N];

Pl – greutatea coloanei de lichid care acționează pe secțiunea brută a pistonului, [N];

Lf – lungimea de fixare a pompei [m];

b – factor de flotabilitate;

3.12 Calculul cuplului maxim la redactor

Cuplul la reductor,C reprezinta momentul fortei T in raport cu axul de rotatie al reductorului Cuplul la reductor pentru unitatile de pompare neechilibrate este dat de relatia:

Cuplul la redactor pentru unitati echilibrate este dat de formula:

Pentru unitatile neechilibrate cuplul la redactor are o variatie ce cuprinde valori positive si valori negativevalori positive, cu amplitudini mari.In cazul unitatilor echilibrate cuplul C are numai valori positive iar amplitudinea este mica.

Dat fiind erorile ce se comit cu această metodă aproximativă, se recomandă ca, reductorul ales, cuplul maxim să fie mai mare decât cel calculat anterior cu (15…20)%.

3.14 Alegerea unitatii de pompare:

Unitatea de pompare se alege ținând cont de:

-adâncimea sondei ;

-cuplul maxim la reductor.

-sarcina maximă din prăjina lustruită;

-gama de lungimi de cursă, ale prăjinii lustruite, pe care unitatea de pompare le poate asigura;

-numărul de curse duble pe minut;

Un tip de pompa se alege în funcție de :

– debitul care trebuie extras

– adâncimea de fixare;

3.15 Alegerea motorului de actionare a unitatii de pompare si verificarea capacitatii de productie a instalatiei proiectate

;

;

;

-randament de umplere;

3.16 Puterea motorului unitatii de pompare

Sonda OR7

Adancimea sondei: H=2512

Interval perforat H=2509-2432

Diametrul coloanei de exploatare:=7in;

Tevile de extractie: 3in-551,5m 2=1277m;

Prajini de pompare: 1in-439 m in-556 m in=807 m

Tipul pompei: P 2

Adancimea de fixare a pompei: L=1803

Debitul de lichid :=7,7

Procentul de impuritati: i=20%

Densitatea titeiului:=840 kg

Densitatea apei de zacamant:=1050 kg

Cursa prajinii lustruite: S=2,5

Numarul de curse duble: n=7,5

Unitatea de pompare: UP 15T 5000-10000 M

Date prajini de pompare:

Date tevi de extractie:

Date piston pompa:

0,00114

0.0381m

Analiza regimului de functionare

1)Greutatea specifica a amestecului:

=882 kg/m3

=g=8828652

-Greutatea coloanei de lichid ce actioneaza asupra sectiunii brute a pistonului

65-

Se determină alungirea țevilor:

m

unde:

E – modulul de elasticitate longitudinal ( E=2,1· 1011 N/m2 ).

-Se determină alungirea prăjinilor:

-Alungirea totala:

0,628m

-Cursa reala a pistonului:

m

2) Sarcinile din prajina lustruita:

-Se determină factorul de flotabilitate:

-Se aleg valorile pentru lungimea manivelei,r si lungimea bielei,l in functie de lungimea cursei si tipul unitatii de pompare:

r=823mm

l=3770mm

-Factorul dinamic la cursa ascendentă:

-Factorul dinamic la cursa descendenta:

=

-Greutatea garniturii de prăjini de pompare:

=1295 N=47,700 kN

-Sarcina maximă din prăjina lustruită:

Pmax = P1 + Pp (b + masc)

Pmax = 17790+ 47700 (0,888 + 0,09571)=64712,967 N=64,712 kN

Sarcina minima din prăjina lustruită:

Pmin = Pp (b – masc)

Pmin = 47700 (0,888 – 0,09571)=37792,233 N=37,792 kN

3. Calculul randamentului teoretic:

Se determina randamentul volumetric:

.

Proiectarea regimului de functionare al sondei OR7

1)Se determina adancimea de fixare a pompei,L

L=1803m

2) Calculul frecvențelor periculoase:

i =1, 2, 3 …

=42,42cd/min

= 21,21 cd/min

= 14,14 cd/min

= 10,60 cd/min

= 8,48 cd/min

= 7,072 cd/min

= 6.061 cd/min.

3)Calculul frecvențelor nepericuloase:

,

= 30,002cd/min

= 17,32 cd/min

= 12,24 cd/min

= 9,48. cd/min

=7,74 cd/min.

=6,54 cd/min.

Se alege: n = 6,6 cd/min

4) Alegerea pompei si a unitatii de pompare:

Se alege o pompă: P 2 7/8 x 1 1/2 .

Se alege unitatea de pompare: UP -15T -5000 -10000 M cu următoarele caracteristici:

-sarcina maximă la prăjina lustruită: 15000 kgf;

-cuplul maxim la reductor: 10000 kgfm;

-lungimea cursei: 1500, 2000, 2600, 3200, 3800,4400,5000 mm;

-numărul minim și maxim de curse duble pe minut: 6,6-11,7;

-raportul de transmitere al reductorului: 1 : 34.81;

-lungimea brațului anterior (a): 5000 mm;

-lungimea brațului posterior (b): 3200 mm;

-lungimea bielei (l): 3770 mm;

-raza manivelei (r): 480, 640,823,1007,1187,1363,1535 mm;

-numărul și greutatea contragreutăților de echilibrare:42670 Kgf;

-greutatea aproximativă: 31400 Kgf

5) Se determină cursa de suprafață si numărul de curse:

Diametrul pistonului:

m

Aria secțiunii pistonului:

m2

Randamentul instalatiei se alege astfel :

=0,5 – 0,6 pentru H > 2500 m;

=0,6 – 0,8 pentru H < 2500 m.

Se alege: =0,65

Trebuie indeplinita condiția : Sn < 33 cd/min

Calculăm cursa:

m

În funcție de S calculat s-a ales un =1,5

Pentru unitatea de pompare aleasă se cunoaște, în funcție de SSTAS :

lungimea manivelei: r = 480 mm;

lungimea bielei: l = 3770 mm

6) Dimensionarea garniturii de prăjini de pompare:

Se dimensionează garnitura de prăjini prin metoda rezistențelor maxime admisibile:

Lungimea tronsoanelor se stabilesc cu condiția:

Se pornește cu diametrele:

m; m;

Oțelul ales este 35Mn16 ce are: N/m2

Se calculează factorii dinamici :

-La cursa ascendentă:

-La cursa descendentă:

-Greutatea coloanei de lichid care acționează asupra secțiunii brute a pistonului este:

N

-Determinarea lungimilor tronsoanelor:

m

Se compara suma lungimii celor doua tronsoane cu adancimea de fixare a pompei:

=+;

=1777+696,9=2473,9>L=1803 m

=-L;

=2473,9-1803=670,9 m

>L se face redistribuirea tronsoanelor.

=

=1777=1295 m

= ;

==507,99

=+

=1295+507,99=1803 m

7)Determinarea eforturilor unitare minime și maxime din garnitura de prăjini de pompare:

a)Eforturile minime si maxime pe Tronsonul I :

N/m2

N/m2

b)Eforturile minime si maxime pe Tronsonul II :

Grafic 1.Variatia tensiunilor in garnitura de prajini de pompare

3.11 Eforturile unitare minime si maxime din tevile de extractie:

-Eforturile minime si maxime pe tronsonul I:

Primul tronson de tevi va avea o lungime de 1000 m pentru a avea diametrul constant cu scopul de a permite efectuarea operatiei de deparafinare.Se verifica daca schimbarea diametrului la prajini de pompare se face in acelasi punct cu schimbarea diametrului la tevile de extractie.

Daca se constata acest lucru,se mareste lungimea tronsonului de tevi cu cel putin 10m.

Aria sectiunii pistonului:

=1000 m

Primul tronson de tevi:

Lungimea:=L-=1803-1000=803 m;

Diametru exterior: =2in=0,073m

Diametru interior:=2=0,064m

Greutatea pe metru liniar:=96 N/m

Al doilea tronson de tevi:

Lungimea:=1000m

Diametru exterior: =3in=0,089m

Diametru interior:=3in=0,076m

Greutatea pe metru liniar:=

Aria secțiunii metalice a țevilor:

m

-Aria secțiunii interioare a țevilor:

-Greutatea specifică a lichidului pompat:

-Eforturile minime si maxime pe tronsonul I:

-Eforturile minime si maxime pe tronsonul II:

Grafic2. Variatia tensiunilor in garnitura de tevi

Se alege otelul pentru tevi P 105 cu: N/m2

N/m2

Se observa ca >,deci otelul ales rezista solicitarilor maxime calculate.

3.12 Se determină cursa reală a pistonului:

-Alungirea prajinilor:

-Alungirea tevilor:

-Alungirea totala

=+=0,614 m

Sarcinile din prajina lustruita:

==1295

12) Sarcina maximă si minimă din prajina lustruita:

=6329N=6,329kN

=4161N=4,161kN

13) Calculul randamentului volmetric:

Debitul teoretic:

-Randamentul de umplere =0,9

-Randamentul de scurgere =0,9

Randamentul volumetric:

14)Calculul cuplului maxim la reductor:

<

unde:

lungimea brațului anterior: a = 5000 mm;

lungimea brațului posterior: b = 3200 mm

G – forța care apare in bielă datorită greutăților de echilibrare.

k==1,56

Determinarea puterii nominale a motorului unitatii de pompare :

kW

kW

16) Echilibrarea unității de pompare:

Contragreutățile sunt montate pe manivelă.

r=0,480 m

Greutatea contragreutăților:

-numarul contragreutatilor:4

-greutatea contragreutatii:2670

N

Distanța de la axul de rotație la centrul de greutate:

Sonda 218bRAP

Adancimea sondei: H=1397

Interval perforat H=1393-1303

Diametrul coloanei de exploatare:=7in;

Tevile de extractie: 2in-1300m;

Prajini de pompare: in-1291m;

Tipul pompei: P 2

Adancimea de fixare a pompei: L=1291

Debitul de lichid :=3,7

Procentul de impuritati: i=20%

Densitatea titeiului:=830 kg

Densitatea apei de zacamant:=1025 kg

Cursa prajinii lustruite: S=1,5

Numarul de curse duble: n=5,5

Unitatea de pompare: UP 7T 2000-3500 M

Date prajini de pompare:

Date tevi de extractie:

Date piston pompa:

0,0007917

0.032

Sonda 218 b RAP

Analiza regimului de functionare al sondelor in pompaj

1)Greutatea specifica a amestecului():

=869 kg/m3

=g=8698524

-Greutatea coloanei de lichid ce actioneaza asupra sectiunii brute a pistonul

=85248,713

-Se determina alungirea tevilor:

m

U – Se determina alungirea prajinilor:

unde:

E–modulul de elasticitate longitudinal (E=2,1·1011N/m )

Se determina alungirea totala:

-Cursa reala a pistonului:

2) Sarcinile din prajina lustruita:

-Se determină factorul de flotabilitate:

Se aleg valorile pentru lungimea manivelei,r si lungimea bielei,l in functie de lungimea cursei si tipul unitatii de pompare:

r=595mm

l=3770mm

-Factorul dinamic la cursa ascendentă:

–

-Factorul dinamic la cursa descendenta:

=

-Greutatea garniturii de prăjini de pompare:

=978,289=33740 N=33,740 kN

-Sarcina maximă din prăjina lustruită:

Pmax = P1 + Pp (b + masc)

Pmax = 87130 + 33740(0,889 + 0,02935)=118115.129 N=118,115 kN

-Sarcina minima din prăjina lustruită:

Pmin = Pp (b – masc)

Pmin = 33740 (0,889 – 0,02935)=29004,591 N=29,004 kN

3. Calculul randamentului teoretic:

Se determina randamentul volumetric:

.

Proiectarea regimului de functionare al sondei 218bRAP

1)Se determina adancimea de fixare a pompei,L

L=1291m

2) Calculul frecvențelor periculoase:

i =1, 2, 3 …

=59,25 cd/min

= 29,62 cd/min

= 19,75 cd/min

= 14,81 cd/min

= 11,85 cd/min

= 9,876 cd/min

= 8,465 cd/min.

= 7,407 cd/min.

= 6,584 cd/min.

= 5,926 cd/min

3)Calculul frecvențelor nepericuloase:

,

= 41,90 cd/min

= 24,19 cd/min

= 17,10 cd/min

= 13,25 cd/min

=10,81 cd/m

=9,143 cd/min.

=7,918 cd/min.

=6,983 cd/min.

=6,246 cd/min.

Se alege: n = 6,3 cd/min

4)Alegerea pompei si a unitatii de pompare.

Se alege o pompă: P 2 3/8 x 1 1/4 .

Se alege unitatea de pompare: UP -7T -2000 -3500 M cu următoarele caracteristici:

-sarcina maximă la prăjina lustruită: 7000 kgf;

-cuplul maxim la reductor: 3500 kgfm;

-lungimea cursei: 900, 1200, 1500, 2000 mm;

-numărul minim și maxim de curse duble pe minut: 6,3-15

-raportul de transmitere al reductorului: 1 : 37.24;

-lungimea brațului anterior (a): 2200 mm;

-lungimea brațului posterior (b): 2200 mm;

-lungimea bielei (l): 780 mm;

-raza manivelei (r): 445,595,735,965 mm;

-numărul și greutatea contragreutăților de echilibrare:4700 Kgf;

-greutatea aproximativă: 9600 Kgf.

5) Se determină cursa de suprafață si numărul de curse:

Diametrul pistonului:

Aria secțiunii pistonului:

m2

Randamentul instalatiei se alege astfel :

=0,5 – 0,6 pentru H > 2500 m;

=0,6 – 0,8 pentru H < 2500 m.

Se alege: =0,65

Trebuie indeplinita condiția : Sn < 33 cd/min

Calculăm cursa:

m

În funcție de S calculat s-a ales un =0,9 m

Pentru unitatea de pompare aleasă se cunoaște, în funcție de SSTAS :

-lungimea manivelei: r = 445 mm;

-lungimea bielei: l = 780 mm.

6) Dimensionarea garniturii de prăjini de pompare:

Se dimensionează garnitura de prăjini prin metoda rezistențelor maxime admisibile:

Lungimea tronsoanelor se stabilesc cu condiția:

Se pornește cu diametrele:

m; m;

Oțelul ales este 35Mn16 ce are: N/m2

Se calculează factorii dinamici :

-La cursa ascendentă:

-La cursa descendentă:

-Greutatea coloanei de lichid care acționează asupra secțiunii brute a pistonului este:

-Determinarea lungimilor tronsoanelor:

m

Se compara suma lungimii celor doua tronsoane cu adancimea de fixare a pompei:

=+

=2185+698,328=2883>L=1291 m

=-L

=2883-1291=1592 m

>L se face redistribuirea lungimii tronsoanelor:

=

=2185=978,289 m

=

==312,711

=+

=978,289+312,711=1291 m

Determinarea eforturilor unitare minime și maxime din garnitura de prăjini de pompare:

a)Eforturile minime si maxime pe Tronsonul I :

N/m2

N/m2

b)Eforturile minime si maxime pe Tronsonul II :

Fig 3. Variatia tensiunilor unitare in garnitura de prajini de pompare

Eforturile unitare minime si maxime din tevile de extractie:

a)Eforturile minime si maxime pe tronsonul I:

Primul tronson de tevi va avea o lungime de 1000 m pentru a avea diametrul constant cu scopul de a permite efectuarea operatiei de deparafinare.Se verifica daca schimbarea diametrului la prajini de pompare se face in acelasi punct cu schimbarea diametrului la tevile de extractie.

Daca se constata acest lucru,se mareste lungimea tronsonului de tevi cu cel putin 10m.

Aria sectiunii pistonului:

=0 m

Primul tronson de tevi:

Lungimea:=L-=1291 m;

Diametru exterior: =2in=0,06m

Diametru interior:=2in=0,051m

Greutatea pe metru liniar:=70 N/m

Al doilea tronson de tevi:

Lungimea:=0

Diametru exterior: =2in=0,073m

Diametru interior:=2,5in=0,064m

Greutatea pe metru liniar: =96

Aria secțiunii metalice a țevilor:

m

Aria secțiunii interioare a țevilor:

Greutatea specifică a lichidului pompat:

=8525

Eforturile minime si maxime pe tronsonul I:

Grafic 4. Variatia tensiunilor unitare in garnitura de tevi

Se alege otelul pentru tevi H 40 cu: N/m2

N/m2

Se observa ca >,deci otelul ales rezista solicitarilor maxime calculate.

Se determină cursa reală a pistonului:

-Alungirea prajinilor:

m

-Alungirea tevilor:

-Alungirea totala

=+=0,24m

Sarcinile din prajina lustruita:

==978,289

10) Sarcina maximă si minimă din prajina lustruita:

=4077N=4,077Kn

=3024N=3,024kN

11) Calculul randamentului volmetric:

-debitul teoretic

Randamentul de umplere =0,9

Randamentul de scurgere =0,9

-Randamentul volumetric:

14) Calculul cuplului maxim la reductor

<

-lungimea brațului anterior: a = 2200 mm;

-lungimea brațului posterior: b = 2200 mm

-G – forța care apare in bielă datorită greutăților de echilibrare.

15)Determinarea puterii nominale a motorului unitatii de pompare :

kW

Kw

16) Echilibrarea unității de pompare:

Contragreutățile sunt montate pe manivelă.

r=0,445 m

Greutatea contragreutăților:

-numarul contragreutatilor:4

-greutatea contragreutatii:700

N

CAPITOLUL 4

POMPAJ INTERMITENT

4.1. Generalitati

Pompajul intermitent se aplica in cazul sondelor cu debite mici din sondele cu aflux scăzut reprezentand varianta economica la pompajul continuu cu prajini. Funcționarea sistemului strat-pompă este exprimat de raportul între debitul de lichid produs de strat și debitul de lichid produs de strat.

Debitul de lichid produs de strat :

(1)

unde :Qs – este debitul produs de strat;

IP – indice de productivitate;

pc – presiunea de zăcământ pe conturul de alimentare a sondei;

pf – presiunea dinamică a sondei.

Debitul de lichid pompat de pompă :

(2)

unde :Qp – este debitul de lichid pompat;

Ap – suprafața pistonului;

S – cursa pistonului;

n – numărul de curse duble pe minut;

ηv – randamentul volumetric.

Această egalitate trebuie să existe când nivelul dinamic este constant. Deci condiția de funcționare continuă a sistemului strat-pompă este :

(3)

Dacă asupra cauzelor ce determină scăderea afluxului de fluid în sondă nu poate interveni operatorul, atunci extracția petrolului din sondă se face cu un debit mic cel puțin pe o perioadă de timp.

În mod normal asupra blocajelor de orice natură ar trebui să se intervină în timp util, pentru ca sonda să funcționeze cu aflux scăzut o perioadă scurtă de timp. Afluxul scăzut datorat presiunii de zăcământ scăzute este mai greu de readus la normal necesitând timp îndelungat pentru refacerea presiunii de zăcământ prin injecția de fluide în strat, timp în care sonda funcționează cu aflux scăzut. Debitul pompei de adâncime poate fi modificat prin modificarea valorilor celor trei elemente din relație:

– diametrul pistoanelor;

– numărul de curse duble pe minut;

– diametrul șaibei motorului;

– raportul de transmitere al reductorului de turație al unității de pompare;

– cursa pistonului.

La unitățile de pompare din România, cursa la suprafață este modificată prin variația lungimii manivelei reductorului cu ajutorul găurilor existente pe coarbă.

Prin urmare, atunci când asupra cauzelor care provoacă un aflux scăzut nu se poate interveni, pentru a mări debitul stratului, Qs, suntem forțați să acționăm asupra micșorării debitului pompei, Qp, astfel încât să existe relația (3). Sunt cazuri, când, deși micșorând aceste elemente la minimum posibil, conform cu dimensiunile, respectiv cu capacitățile utilajului de fund și suprafață utilizată, nu se poate micșora Qp astfel încât să existe relația (3). În aceste cazuri avem:

Qs< Qp (4)

Pentru funcționarea corespunzătoare a utilajului de fund și de suprafață al instalației de pompare cât și pentru un consum de energetic mic este necesară reducerea duratei de funcționare a pompei ,astfel încât volumul de lichid ieșit din strat Vs să fie egal cu volumul pompat de pompa de fund într-un timp cat mai scurt.,se procedeaza astfel:

– se lasă instalația de pompare în repaus, timp în care stratul debitează, rezultatul fiind creșterea nivelului în coloana sondei;

– se pornește instalația de pompare, timp în care pompa pompează lichidul acumulat în coloană în perioada de repaus a sondei, cât și lichidul debitat de strat în același timp cu funcționarea pompei;

– în momentul în care nivelul lichidului din coloana sondei a ajuns la sorbul pompei, se oprește instalația;

– urmează un nou timp de repaus și o nouă pornire, respectiv oprirea pompei.

Aceste elemente repetabile în timp după un anumit ciclu dau „diferența specifică” necesară definiției de pompaj periodic. Deci un pompaj periodic este un pompaj în care funcționarea pompei este discontinuă și urmează un anumit ciclu repetabil în timp.

Problema fundamentală a pompajului periodic programat este alegerea perioadelor ciclurilor, respectiv a timpului de pauză (acumulare), precum și a timpului de funcționare a pompei.

Optimizarea pompajului periodic impune mai întâi alegerea criteriului după care avem să optimizăm acest pompaj. Drept criteriu pot fi luate :

– debitul de lichid maxim extras;

– energia minimă consumată;

– cheltuieli de exploatare minime;

– beneficiu maxim.

Rezultatele optimizării pompajului periodic când criteriul este debitul maxim extras duc la concluzia că pompajul periodic optim este pompajul continuu. Pompa trebuie să funcționeze continuu în condițiile umplerii incomplete a cilindrului pompei cu lichid iar dinamograma înregistrată va releva „lipsa nivel”.

4.2 Perioada de acumulare

La oprirea pompei, nivelul în coloana sondei se regăsește la sorbul pompei care la rândul lui este situat la nivelul perforaturilor coloanei. Admițând curgerea radial – plan simetrică a unui lichid incompresibil, debitul ducând la creșterea nivelului dh în timpul dt va fi:

Q=1440=IP-p)

in care A este suprafata libera a lichidului in sonda;

A=-)

-presiunea static,Pa;

p-presiunea de fund a sondei la timpul tdupa oprirea instalatiei de pompare,Pa;

dh-variatia nivelului de lichid in sonda in timpul dt,m;

Tinand seama de ultimele doua relatii vom avea:

1440=IP-h);

=;

Aceasta ecuatie este ecuatie diferentiala liniara cu termen liber,nenul de forma:

(t)=a

Solutia generala este:

h(t)=-+C

C-este constanta de integrare care se determina din conditia initiala:

h()=

Constantele a si b se determina din conditiile la limita.Pentru =0,la inceputul ciclului ,inaltimea lichidului din spatiul inelar este ,adica nivelul de lichid se gaseste sorbul pompei,respective la media perforaturilor.

a=- b=

Pentru determinarea constantei C se introduce conditia initiala si se obtine:

C=-

4.3 Perioada de functionare

În această perioadă funcționează simultan atât pompa cât și stratul. Perioada ciclului va fi determinată de timpul de acumulare tac și de înălțimea de acumulare.

=IP-p);

Devine:

;

=;

Aceasta este tot o ecuatie diferentiala liniara cu termen liber nenul a carei solutie este:

h(t)=-+C cu:

a=- b=

Constanta C se determina din conditiile initiale si anume:

-in momentul pornirii instalatiei de pompare,debitul pompei este

-s-a scurs timpul t= de la oprirea anterioara;

Inaltimea coloanei de lichid din coloana sondei va fi:

unde: Hc –înălțimea nivelului static

tac – timpul de acumulare

γ – greutatea specifică a lichidului

IP – indicele de productivitate

A –aria spațiului în care se realizează acumularea lichidului în sondă

unde:

D – diametrul interior al coloanei

de – diametrul exterior al țevilor de extracție

Se menționează că timpul de acumulare se va lua intervalele de (0,1;0,5;1;2;3;)h.

Timpul unui ciclu:

Perioada ciclului va fi determinată de timpul de acumulare tac și de înălțimea de acumulare.

T=+

Durata unui ciclu de pompaj intermitent:

:

, h

unde: T – perioada ciclu;

Qr – debitul teoretic de lichid pe care-l poate evacua pompa;

timpul de funcționare al pompei va avea expresia:

tf=T-tac , h

Nr de cicluri pe zi:

Numarul de cicluri pe zi se determina pe baza timpului total al unui ciclu:

Timpul total de funcționare în 24 ore va fi:

4.7 Calculul debitului produs de o sonda intr-o zi:

Q= =

Proiectarea regimului de functionare la o sonda in pompaj intermitent

Sonda 218bRAP

Adancimea sondei pana la perforaturi: H=1303

Interval perforat H=1393-1303

Diametrul coloanei de exploatare:=5in;

Diametrul tevilor de extractie: 2in-1300m

Prajini de pompare: in-1291 m

Tipul pompei: RHAC 2

Adancimea de fixare a pompei: L=1291

Debitul de lichid :=3,7

Procentul de impuritati: i=20%

Densitatea titeiului:=830 kg

Densitatea apei de zacamant:=1025 kg

Cursa prajinii lustruite: S=1,5

Numarul de curse duble: n=5,5cd/min;

Unitatea de pompare: UP -7T- 2000-3500 M

Greutatea specifica a titeiului:

==8308139.81 N/

Greutatea specifica a apei de zacamant:

==1025 N/

Greutatea specifica a amestecului apa-titei:

=(1-i)=8178,05 N/

Timpii de acumulare(ore):

i=1….5 =

Tipul pompei:RHAC 2

Diametrul sectiunii transversale a pistonului pompei:

=in=0,032

Randamentul volmetric al pompei:

=0,67

Unitatea de pompare:

-lungimea cursei:S=900;1200;1500;2000

-numarul de curse duble pe minut: =6.3-15;

Numarul de curse duble pe minut la capul balansierului:

=7 cd/min

=8 cd/min

Lungimea cursei prajinii lustruite la suprafata:

=1,2m; =1,5m;

Inaltimea la care ajunge lichidul in sonda in perioada de acumulare:

-Inaltimea nivelului static din sonda:

===183,362 m

=

=

-Inaltimea nivelului de lichid in coloana in perioada de acumulare:

i=1….5

= =

Determinarea duratei perioadei de functionare a unitatii de pompare:

Aria sectiunii transversale a pistonului pompei:

==

Debitul instalatiei de pompare:

Pentru =1.2m =7 cd/min

=0,0007917

Pentru =1.5m =8 cd/min

=0,0007917

Timpul de funtionare pe un ciclu(min):

=

= =

Se calculeaza durata totala a unui ciclu de pompare:

=+

i=1….5 j=1…2

= =

Se calculeaza timpul total de functionare al unitatii de pompare:

-numar de cicluri pe zi

i=1…5 j=1..2

=

=

Timpul total de funtionare al instalatiei de pompare :

i=1…5 j=1…2

= =

Se calculeaza debitul produs de sonda intr-o zi:

i=1…5 j=1…2

=

= =

Se calculeaza energia consumata in timpul procesului de pompare:

i=1….5 j=1..2

=0.1205

=

Energia consumata in timpul procesului de pompare:

=

= =

Rezultatele calculelor sunt evidentiate in urmatoarele tabele

Varianta 1: n1=7 cd/min Qp=0.334

Varianta 2: n2=8 cd/min Qp=0.382

Varianta 3: n1=7 cd/min Qp=0.267

Varianta 4: n2=8 cd/min Qp=0.306

BIBLIOGRAFIE

Constantin Beca, D.Prodan, Geologia zăcămintelor de hidrocarburi , Editura Didactică și Pedagogică , București , 1983.

I. Crețu, Hidraulica generală și subterană , Editura Didactică și Pedagogică , București , 1983.

Corneliu Popescu, Mihai Pascu Coloja, Extracția țițeiului si gazelor asociate , Editura Tehnică , București , 1993 , vol. I si II.

Gr. Ioachim, Constantin Popa, Exploatarea zăcămintelor de hidrocarburi, Editura Tehnică , București , 1977.

N. Petre, Petre Chițu-Militaru, Extracția țițeiului prin pompaj cu prăjini , Editura Tehnică , București , 1986.

A. Soare, Constantin Bratu, Cercetarea hidrodinamică a zăcămintelor de hidrocarburi , Editura Tehnică , București ,1987.

I. Alexandru, Popescu, Boric, Extracția țițeiului prin pompaj de adâncime ,Editura Ziua , București , 2005.

8.Malureanu I,Geofizica de sonda-curs,Universitatea Petrol-Gaze,Ploiesti,2012;

9. Nicolescu C,Exploatarea secundara a zacamintelor de hidrocarburi-curs,Universitatea Petrol-Gaze,Ploiesti,2013;

10.Marcu M,Extractia petrolului-curs,Universitatea Petrol-Gaze,Ploiesti,2012;

11.Constantin M.Boncu,Contributii la istoria petrolului romanesc,Editura Academiei Republicii Socialiste Romania,1971;

12.Balcos N, Indrumator pentru titeiului prin pompaj,Editura Tehnica,Bucuresti,1972;

13.Cristescu ,M:Tehnologia extractiei petrolului ,Universitatea Ploiesti,1993;

14.Purcel A,Pompe de adancime,Editura Tehnica,Bucuresti,1976;

15. www.150deanidepetrol.ro

16.www.pcmpompes.com