Наиболее общая задача подбора оборудования ШСНУ и установления режима его работы формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного оборудования и режим его работы для конкретной скважины или группы скважин таким образом, чтобы обеспечивался заданный отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.
Эта задача решается как при проектировании разработки нового нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуатации.
При оптимизации работы эксплуатируемых установок могут возникать более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и ее режимных параметров.
В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.
При проектировании эксплуатации скважины штанговым насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.
Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т.д.).
Существует множество методик подбора ШСНУ к нефтяным скважинам, успешно применяемых в разных нефтяных регионах.
Заимствованная и опробованная в свое время на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» методика БашНИПИнефти не нашла широкого применения. Метод расчета подачи штангового насоса в ней основан на использовании эмпирических коэффициентов, полученных для условий Оренбуржья, но из-за многообразия условий методика не всегда дает корректные результаты. Поэтому были разработаны своя методика и программа подбора глубиннонасосного и наземного оборудования, позволяющие рассчитать коэффициент продуктивности по данным динамометрирования; выбрать компоновку ШСНУ; определить коэффициент сепарации газа у приема насоса, давление на входе в насос, потери давления в клапанных узлах, утечки через зазор плунжерной пары, коэффициент наполнения ШГН, коэффициент усадки нефти, подачу и скорость откачки; обосновать конструкцию штанговой колонны; определить потери хода плунжера и длину хода полированного штока, нагрузки, действующие на штанговую колонну, напряжения в штангах; выбрать станок-качалку; рассчитать энергетические показатели работы ШСНУ, показатели надежности и коэффициент эксплуатации.
Преимущества данной методики — возможность оперативного внесения изменений в базу данных технологического оборудования и нахождение оптимального варианта. Такой подход позволяет учесть реальные возможности материально-технического снабжения и сократить номенклатуру применяемого оборудования.
Для решения поставленных задач при подборе ШСНУ необходимо знать или задавать такие параметры, которые характеризуют работу нефтяного пласта.
К таким параметрам относится коэффициент продуктивности скважины, характеризующий интенсивность притока жидкости в скважину и численно равный дебиту ее, приходящемуся на единицу перепада давления между пластом и скважиной.
При линейном законе фильтрации коэффициент продуктивности скважины, т/(сут-МПа),
К = Qi~Ql , (2.16)
д д
где Qi, O2 и РсЬ Р<я ~ соответственно дебиты скважин и забойные давления на первом и втором режимах работ.
При нелинейном законе фильтрации определяются постоянные, входящие в уравнение притока. При выборе режима
работ руководствуются следующими положениями: при первом выбирается минимально возможный дебит, втором - дебит увеличивают в 1,5-2 раза. Динамограммы снимают при установившихся режимах работы скважины. При каждом режиме записывают следующие линии: нулевую, веса штанг в жидкости, статической нагрузки в крайнем верхнем и нижнем положениях балансира станка-качалки.
Забойное давление заменяют максимальной статической нагрузкой GCT max, которую можно определить по динамограмме или формуле
Gra™x = G,o+Glc +Gm ~G,,V (2Л1)
где Gmr - нагрузка от веса колонны штанг в жидкости, Н; Gm - нагрузка от веса столба жидкости, действующей на плунжер, Н; G^ - силы трения, Н; Gnor - сила, действующая на плунжер насоса снизу, или уменьшение нагрузки на головку балансира из-за погружения насоса под динамический уровень жидко-сти, Н.
С учетом этого коэффициент продуктивности скважин
K.l6= ^"Q'fc' , (2.18)
га шах2 га maxl
где FnjI - площадь сечения плунжера насоса, м2; GCT maxi и GCT max2 ~ статические нагрузки в точке подвеса штанг при работе соответственно на первом и втором режимах.
Перечень основных исходных данных, необходимых для подбора оборудования и установления оптимального режима его работы, приведен в табл. 2.6.
Кроме того, при обосновании выбора компоновки ШСНУ необходимо учитывать содержание механических примесей и парафина в продукции скважины.
Для расчета физических свойств продукции используют следующие приближенные зависимости [7, 8].
Количество растворенного в нефти газа Г0(р) при заданном давлении
= го(рнас)
(Л-Л.)
(2.19)
где Г0(рнас) - количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлении насыщения рнас, приведенное к нормальным условиям, нм3/м3; р, ро - соответственно текущее и атмосферное давление, МПа; с - эмпирический коэффициент, значение которого для технических расчетов составляет 0,5.
Объемные коэффициенты нефти 6н(р) и жидкости Ьж(р) рассчитывают по формулам
; (2.20)
\ л л \
{ di ш - д« )
Ьж(р) = Ьн(р)(1 - пв) + Ьв(р)пв, (2.21)
где Ья(р), Ьв(р) - объемные коэффициенты соответственно
Таблица 2.6 Исходные данные для подбора ШСНУ
Параметр | Обозначение | Единица |
|
| измерения |
Глубина скважины | Я | м |
Внутренний диаметр эксплуатационной | £>эк | мм |
колонны |
|
|
Забойное давление | Рс | МПа |
Коэффициент продуктивности скважины |
| м3/(сут-МПа) |
Планируемый дебит жидкости | Ож | м3 |
Объемная обводненность продукции | пв | - |
Плотность дегазированной нефти | Рнд | кг/м3 |
Плотность пластовой воды | Рв | кг/м3 |
Плотность газа (при стандартных условиях) | Ргст | кг/м3 |
Кинематическая вязкость воды | Vb | м2/с |
Кинематическая вязкость нефти | Vh | м2/с |
Газовый фактор | Го | М3/М3 |
Давление насыщения нефти газом | Рнас | МПа |
Устьевое давление | Ру | МПа |
Средняя температура скважины | Т 1 ск | К |
Объемный коэффициент нефти | к | Доля ед. |
нефти при р = рнас и воды.
Для технических расчетов Ьв(р) = 1.
Также необходимо учитывать следующие формулы, применяемые для расчета характеристик газожидкостного потока при текущем давлении я:
расход жидкости, мус,
0ж(р) = Ондьж(р)(1 - «в); (2.22)
расход свободного газа, м3/м3,
Vrzip) = [л(р,м)-Л(р, J^%^; (2.23)
расход газожидкостной смеси, м3/м3,
Осм(р) = 0ж(р) + ^гв(р); (2.24)
плотность газонасыщенной нефти, кг/м3,
/ ч Pta + Ps»A)G>) /
Рн(р) = ------ —п----- ' (
где Онд ~ дебит дегазированной нефти, м3/с; Гск - средняя температура в стволе скважины, К; Го = 273 К; z - коэффициент сверхсжимаемости газа, значение которого для этих задач можно принять равным 1.
Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбирается следующим образом:
1. По одной из методик [7, 8] рассчитывают давление в
стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р = 0,2-ь
0,5 МПа, т.е. на некоторое значение принятого давления на
приеме насоса для скважин данного объекта разработки.
2. Определяют глубину спуска насоса. Глубина спуска насоса
LH и, следовательно, давление на его приеме ри должны быть, с
одной стороны, достаточными для обеспечения высоких
коэффициентов наполнения, а с другой - по возможности
минимальными для предотвращения чрезмерного роста нагрузок
на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на
оборудование и подземный ремонт.
Необходимое давление на приеме насоса зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси. Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено
гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно
практическим рекомендациям А.Н. Адонина, для таких условий
при деби- те скважины менее 100 м3/сут и вязкости
жидкости не более 10~4 м2/с ШГН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20—60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15-0,5 МПа.
При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации ШСНУ в различных условиях оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0-2,5 МПа. В среднем оно должно составлять примерно 30 % от давления насыщения нефти газом, т.е.
Рп = 0,Зрнас. (2.26)
Следовательно, основанные на практическом опыте эксплуатации рекомендации по установлению давления на приеме и глубины спуска насоса могут обеспечить приемлемую точность расчетов только для хорошо изученных месторождений. Поэтому при выборе оптимального типоразмера установки и режима ее работы необходимо задаваться несколькими вариантами возможных глубин спуска насоса и для каждого варианта проводить расчеты.
Следует учитывать, что на конкретном месторождении возможный диапазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным причинам технологического и технического характера, например из-за отложения солей или парафина, степени кривизны ствола скважины и т.д.
Определяют расход газожидкостной смеси при давлении на приеме насоса рп по формуле
Осм(Рп) = Ож(Рп) + ^гсв(Рп)- (2-27)
Видоизменяют и ранее приведенные расчетные формулы для Осм(р) с учетом давления на приеме насоса.
3. При выборе типа и размера насоса учитывают состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высоту подъема жидкости.
Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так и невставных насосов, то следует иметь в виду, что первые предпочтительно использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне труб большего диаметра, чем невставные, что требует больших капитальных затрат и амортизационных отчислений.
Группу посадки насоса, определяемую по значению зазора между плунжером и цилиндром, выбирают в зависимости от вязкости, обводненности, температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса. Насосы с более плотной посадкой (0 и 1) рекомендуются для откачки легкой маловязкой нефти при глубине спуска более 1200 м в скважинах с повышенными устьевыми давлениями. Насосы второй группы посадки следует применять для откачки жидкостей малой и средней вязкости с глубины до 1200 м при температуре до 30-40 °С. Насосы третьей группы посадки рекомендуется использовать для откачки высоковязкой нефти, а также жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина.
При скорости откачки Sn < 34 м/мин рекомендуется применять клапанные узлы с одним или двумя шариками, причем последние неприемлемы для скважин с малым погружением насоса под динамический уровень. Клапанные узлы с увеличенным проходным сечением следует использовать при повышенных скоростях откачки Sn > 34 м/мин или повышенной вязкости жидкости.
Комментариев нет:
Отправить комментарий