Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками

 

Режим відкачування повинен характеризуватись максимальною величиною довжини ходу s, відповідною даному ВК, мінімальною площею (теж діаметром ), а число ходів п визначається із рівняння подачі, причому у всіх випадках треба прагнути до збільшення ко­ефіцієнта подачі У даний час використовують дві методики.

Вибір насосного обладнання і початкового режиму відкачування за допомогою діаграм Адоніна і таблиць. Цей розрахунок найбільш простий і використовується при опе­ративному розв'язуванні задач. При побудові діаграм прийнято: коефіцієнт наповнення = 0,85; густина рідини = 900 кг/м³; занурення насоса під динамічний рівень = 0, гирловий тиск = 0. Діаграма дає залежність подачі Q від глибини спуску насоса (рис. 12.5). Цю залежність можна записати

(12.107)

де - глибина спуску насоса, м; Н - глибина свердловини, м; - пластовий тиск, Па; Q -дебіт свердловини (щодо рідини), м*/с; - коефіцієнт продуктивності свердловини, м³/(с·Па); -густина рідини, кг/м³; - занурення насоса під динамічний рівень, м.

Занурення насоса визначають з використанням формули (12.6) або приймають з ураху­ванням гідравлічного опору у всмоктувальному клапані (див. 12.2). При нормальній роботі за­нурення становить: 20-50 м ( = 0,15 - 0,5 МПа), а при наявності газу його збільшують, як­що це можливо, до 250-350 м, щовідповідає близько 30 % ( = 2...3 МПа). І.Т.Міщенко рекомендує приймати

= 0,5·10⁶ + 0,3 (1- ), (12.108)

 

 

 

Рис. 12.5. Діаграма Адоніна

 

де - тиск на прийомі насоса, Па; - тиск насичення, Па; - обводненість продукції.

Для врахування тисків і можна обчислити приріст розрахункової глибини спуску насоса,м

(12.109)

 

де - середня маса 1 м штангової колони, кг.

Із діаграми знаходять тип ВК і діаметр насоса. Далі приймають для знайденого верстата-качалки, а для одержання заданого Q число ходів п уточнюють із пропорції

(12.110)

 

де — максимальне число ходів знайденого ВК; - максимальна подача, яка відповідає верхній межі поля насоса даного діаметра, м³/добу.

Потім вибирають тип насоса і групу посадки залежно від подачі, висоти підйому і в'яз­кості рідини, обводненості, вмісту газу і піску (див. 12.1).

Діаметр НКТ беруть з таблиці залежно від типу і діаметра насоса (див.табл. 12.14), а конструкцію колони штанг - від діаметра і глибини спуску насоса (див. 12.3).

Для ускладнених умов експлуатації додатково підбирають газові або пісочні якори чи інші захисні пристрої.

 

Вибір штангової насосної установки і режиму відкачування з використанням кривих розподілу тиску. Ця методика дає змогу більш повно врахувати умови відкачування, зокре­ма наявність вільного газу, її застосування доцільне для оптимізації роботи установки.

При проектуванні експлуатації свердловини також вибирають типорозміри ВК і елект­родвигун, тип і діаметр свердловинного насоса, конструкцію колони труб, розраховують глибину спуску насоса, режим відкачування (довжину ходу і число подвійних ходів), кон­струкцію штангової колони.

Для ускладнених умов експлуатації теж підбирають додаткове обладнання (газові та пісочні якорі, обважнений низ штангової колони, компенсатори ваги штанг, шкребки і т.д.).

Для кожного варіанта компоновки обладнання і режиму його роботи тиск розраховують на прийомі та на виході насоса, коефіцієнт сепарації на прийомі насоса і втрати тиску в клапанах, коефіцієнт наповнення на­соса і подачі установки,

Рис. 12.6. Криві розподілу тиску, газового числа і витратного газовмісту, які побудовані для проек­тування експлуатації свердловини штанговою на­сосною установкою

екстремальні навантаження і зведені напруження у штангах, максимальний крутильний момент на валу редуктора, енерге­тичні показники.

Вихідні дані для розрахунків по­винні охоплювати інформацію, що включає: конструкцію свердловини (глибина, внутрішній діаметр експлу­атаційної колони, інтервал перфо­рації, викривлення свердловини); ха­рактеристику пласта (дебіт рідини і газу, обводненість продукції, пласто­вий і вибійний тиски, коефіцієнт про­дуктивності, термограму, причини об­меження дебіту); фізико-хімічну, як правило, у вигляді графічної чи аналітичної залежності від тиску, ха­рактеристику нафти (склад, густина і в'язкість у пластових і поверхневих умовах, об'ємний коефіцієнт, тиск на­сичення газом, газовміст, температура насичення парафіном, його вміст і властивості, наявність механічних домішок, поверхневий натяг), газу (склад, густина і в'язкість при пластових і поверхневих умовах, коефіцієнт надстисливості, газовий фактор) і води (мінералізація, густина і в'язкість при пластових і поверхневих умовах, об'ємний коефіцієнт, кородуюча здатність); гирловий тиск. Послідовність розрахунків наступна.

1. Будують (рис.12.6) криву розподілу тиску p(z), газового числа і витратного газовмісту по стовбуру свердловини (відповідно криві 1,2,3) в обсадній колоні за принци­пом "знизу вверх" від вибою до глибини, де тиск дорівнює мінімально допустимому на прийомі насоса (з урахуванням гідравлічних втрат у всмоктувальному клапані) або розхідний газовміст досягає максимального допустимого значення Величину р(г) роз­раховують за однією з методик з врахуванням виділення газу (див. 9.4). Газове число обчислюється за формулою (12.13). Газовміст визначається на кожному інтервалі зміни тиску від глибини, де , за формулою

(12.111)

 

Рекомендується приймати =0,75, при перевищенні якого в процесі відкачування плунжер при ході вниз вдаряється до рідини, що призводить до різкого зростання обривів штанг.

2. Вибирають глибину спуску насоса Можна вибрати декілька варіантів а опти­мальну довжину пізніше прийняти кінцево за мінімумом зведених економічних витрат. На вибір глибини може вплинути глибина відкладення парафіну, солей, різна кривизна стовбу­ра свердловини і т.п.

Для вибраної глибини одержують із рис. 12.6 значення , на прийомі насоса.

3. Для орієнтовної оцінки за діаграмою Адоніна і таблицями (див.вище) приймають па­раметри установки і режим відкачування (верстат-качалку, , s, n, діаметр НКТ і конст­рукцію штангової колони).

Вибирають тип і групу посадки насоса, вирішують питання необхідності застосування газових і пісочних якорів. Із діаграми Адоніна маємо, що кожному діаметру насоса відповідає певне поле взаємозв'язку Тому можна розглянути декілька варіантів щодо діаметрів насоса і аналогічно взяти пізніше діаметр.

4. Для тиску на прийомі насоса визначають об'ємну витрату рідини , вільного га­зу , коефіцієнт сеперації газу трубне газове число новий тиск насичен­ня, у трубах з використанням відповідних формул (див. 12.2).

5. Будують криві розподілу тиску від гирлового тиску за принципом "зверху вниз" для заданого дебіту, визначених діаметрів НКТ і штанг (кільцевий потік), трубного газового числа (крива 4). Зазначимо, що в інтервалі між і, рухається газорідинна суміш, а нижче - негазована рідина.

При знаходять тиск на викиді насоса у трубах Середня густина суміші у НКТ

6. Визначають максимальний перепад тиску при русі продукції через всмоктувальний і нагнітальний клапани насоса, тиск у циліндрі відповідно при всмоктуванні і нагнітанні а також перепад тиску, що створюється насосом, з використанням формул (12.23), (12.25)—(12.27).

7. Визначають об'єм витікання через зазор плунжерної пари за формулою (12.28) чи (12.29), коефіцієнти витікань за формулою (12.30), наповнення циліндра за форму­лою (12.31), усадки за формулою (12.32) і подачу насоса , що забезпечує заданий дебіт, м³/с:

(12.112)

 

Знаючи діаметр насоса , знаходять необхідну швидкість відкачування, м/хв

(12.113)

 

Тоді підбирають довжину ходу плунжера і число ходів п (більше і менше п), вра­ховуючи результати визначення за пунктом 3 з використанням діаграми Адоніна і ув'язую­чи з параметрами стандартних верстатів-качалок і насосів.

 

8. При необхідності уточнюють конструкцію штангової колони, користуючись таблиця­ми.

Визначають стискну силу за формулою (12.70), тобто вагу обважнюючого низу за формулою (12.76).

9. Знаходять втрати ходу плунжера внаслідок гідростатичного навантаження кри­терій динамічної подібності і довжину ходу сальникового штоку із формули (12.66).

Для подальших розрахунків приймають ближчу стандартну довжину ходу уточнено­го у пункті 7 верстата-качалки.

Тоді для збереження попередньої швидкості відкачування визначають уточнене число коливань п, довжину ходу плунжера за формулою (12.66), коефіцієнт деформацій та коефіцієнт подачі установки за формулою (12.93).

10. Шукають екстремальні навантаження і , які діють у точці підвісу штанг, за формулами (12.55) і (12.70).

11. Знаходять сили тертя які виникають при роботі насосної установки, та роблять висновок про необхідність їх врахування (див. 12.3).

12. Визначають зведене напруження у штангах і перевіряють виконання умови міцності (12.83). Якщо умова не виконується, то або зберігають вибрану конструкцію коло­ни, але вибирають штанги з вищою міцністю , або підбирають штангову колону із штанг тієї ж марки, але більшого діаметра.

13. Крутильний момент одержують за формулою Рамазанова (12.90).

14. Зіставляючи розрахункові дані і п з паспортними характеристика­ми, остаточно вибирають верстат-качалку.

15. Розраховують енергетичні показники роботи установки і вибирають електродвигун.

16. Для вибору оптимального варіанту по глибині спуску і діаметру насоса розрахову­ють ймовірну частоту підземних ремонтів, зв'язаних з ліквідацією аварій із штанговою ко­лоною, число підземних ремонтів та економічні показники [6].

Список літератури

 

1. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.- 245 с.

3. Нефтепромысловое оборудование: Справ./ Под.ред. Е.И.Бухаленко. - 2-е изд. - М.: Недра, 1990.-559с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи/ И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный - М.: Недра, 1984. - 272с.

5. Середа Н.Г„ Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справ. -М.: Недра, 1986. -235с.

6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/ Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

7. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983. - 510 с.

8. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/ А.И.Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А.Зару­бин, В.М.Дорошенко - М.: Недра, 1989. - 480 с.

 

Глава 13