Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками (стр. 1 из 4)
Содержание
1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками
2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ
3. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса
4. Определение давления на выходе насоса
5. Определение потерь давления в клапанных узлах
6. Расчет утечек в зазоре плунжерной пары
7. Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса
8. Расчет коэффициента усадки нефти
9. Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки
Литература
1. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками
Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (ШСНУ) формулируется следующим образом:
выбрать компоновку основного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины (или группы скважин) таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.
Такая задача решается при проектировании системы разработки и эксплуатации нового нефтяного месторождения или при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.
При оптимизации работы уже эксплуатируемых установок решаются более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и 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 скважинным 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 или песочные якоря или другие специальные приспособления.
Основные исходные данные для нескольких расчетных вариантов приведены в табл. 1. Первый вариант характерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором, второй - для обводненной нефти со средним по величине газовым фактором, а третий - для высоковязкой нефти. Известно, что высоковязкие нефти, как правило, содержат мало растворенного газа. Поэтому в последнем варианте для упрощения расчетов условно принято, что газовый фактор равен нулю. Кроме того, для всех вариантов принято, что содержание механических примесей мало и не превышает 0,05 % по объему.
Физические свойства компонентов добываемой продукции в функции давления и температуры могут быть рассчитаны по зависимостям, приведенным в гл. 1.
Для расчета физических свойств продукции используют следующие приближенные зависимости.
Количество растворенного в нефти газа Го(р) определяют по формуле
(1)
где Го(рнас) - количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлении насыщения рнас, приведенное к нормальным условиям, м3/м3; р, р0- соответственно текущее рнас 
р р0и атмосферное давление, МПА, с - эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами вариантов принимаем равным с1=с2=0,5.
Объемные коэффициенты нефти bн(р)и жидкости bж(р) рассчитывают по следующим формулам:
(2)
(3)
где bн, bв(р) -объемный коэффициент нефти при р=рнаси воды соответственно. В дальнейших расчетах принято, что bв(р)=1.
Ниже приведены часто используемые формулы для расчета характеристик газожидкостного потока при текущем давлении р: расход жидкости, м3/с
Qж(р)=Qнд bж(р)(1 - βв); (4)
расход свободного газа, м3/м3
Vгв(p)=[Г0(рнас)-Г0(р)]zp0TcкQнд /(рТ0); (5)
расход газожидкостной смеси, м3/м3
Qсм(р)= Qж(р)+ Vгв(p); (6)
плотность газонасыщенной нефти, кг/м3
ρн(p)=[ρнд+ρгстГ0(р)]/bн(р), (7)
гдеQнд = Qжд(1 - βВ) - дебит дегазированной нефти, м3/с; Т0=273 К; Тскв - средняя температура в стволе скважины, К;z - коэффициент сверхсжимаемости газа, величина которого в дальнейших расчетах этой главы принятаz=1.
2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ
Вариант компоновки ШСНУ включает следующие параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса (ШСН) Lн, диаметр Dпли тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессорных труб.
Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбираем следующим образом.
1. По одной из методик, изложенных в гл. 5, рассчитываем распределение давления в стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р =0,2 - 0,5 МПа.
2. Определяем глубину спуска насоса.
Глубина спуска насоса Lни, следовательно, давление на его приеме рпн должны быть, с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффициентов наполнения, 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 ШСН 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 в первую очередь гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно практическим рекомендациям А.Н. Адонина для этого случая при дебите скважины менее 100 м3/сут и вязкости жидкости не более 10-4 м2/с ШСН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20 - 60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15 - 0,50 МПа.
При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложным заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого нефтяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса. Так, для условий девонских месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа, для угленосных, типа Арланского, около 3,0 МПа.
Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать:
рпн ≈ 0,3 рнас. (8)
Использование перечисленных практических рекомендаций для условий новых малоизученных месторождений может привести к значительным ошибкам. Поэтому при проектировании ШСНУ рекомендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин спуска насоса.
Следует учитывать, что на конкретном месторождении возможный диапазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным причинам технологического или технического характера, например из-за отложений солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т.д.
Задача 1. Выбрать компоновку ШСНУ.
Решение. В соответствии с вышеизложенными рекомендациями выбираем следующие давления на приеме насоса:
для откачки смеси с высоким газосодержанием рпн1 ≈ 0,3 рнас=0,3∙13≈4 МПа;
По соответствующим графикам распределения давления по стволу скважины для каждого из расчетных вариантов определяем глубину, на которой давление соответствует выбранному на приеме насоса для каждого расчетного варианта: Lн1=1200 м, Lн2=900 м.
3. Определяем расход газожидкостной смеси при давлении рпнпо (1) - (8).
Qнд = 1,5∙10-4(1 - 0,1)=1,35∙10-4м3/с;
Qж(рпн)=1,0819∙1,35∙10-4/(1 - 0,1)=1,62∙10-4 м3/с;
Vгсв(pпн)=(60-33)1∙0,1∙330∙1,35∙10-4/4,0∙273=1,1∙10-4 м3/с;
Qсм(рпн)= 1,62∙10-4+1,1∙10-4=2,72∙10-4 м3/с=23,5 м3/сут;
4. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина.
По диаграмме для станков-качалок выбираем: Qсм(рпн) ≈ 23,5 м3/сут и Lн=1200 м насос диаметром Dпл=43 мм.
5. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса.
При выборе типа насоса следует руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.
Насосы НСН, НСНА, НСВ предназначены для откачки жидкости с вязкостью не более 25 мПа∙с и содержанием механических примесей не более 0,05 % по объему; насосы НСВ1В - с вязкостью не более 15 мПа∙с и механических примесей не более 0,2 % по объему; насосы НСВГ - с вязкостью 100 мПа∙с и механическими примесями не более 0,05 % по объему. Для всех типоразмеров насосов устанавливают также предельную минерализацию воды - 200 мг/л; объемное содержание сероводорода - не более 0,1 % и рН - не менее 6,8.