Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Робота насоса вважається нормальною за 0^=0,6...0,8. На величину о^

і, як наслідок - на Q впливає багато чинників: деформація штанг

труб

(оСд);

усадка рідини (0Сд); ступінь наповнення насоса рідиною (ос

);

витікання рідини (а^.) Характеризуючи вплив цих чинників відпо-

відними коефіцієнтами і враховуючи незалежність їх спільної дії,

можна записати:

ОСр

—

ССдОСу

(Хц

СХвц-р.

УУ--*)

Вплив

деформації

штанг і

труб

Довгі колони штанг

труб під час надавання колоні штанг зворотно-

поступального руху в процесі роботи устатковання поводять себе як

пружні стрижні. За рахунок пружних деформацій штанг і труб змен-

шується довжина ходу плунжера S^ порівняно з довжиною ходу

гирлового штока S, що безпосередньо впливає на величину подавання.

Тоді можна записати вираз для

коефіцієнта,

який характеризує втив

деформацій

штанг

труб:

/S. (9.4)

Величину S задають під час проектування експлуатації свердловини

ПІСНУ.

Для розрахунку S

необхідно визначити навантаження, які

спричинюють деформацію. Ці питання нижче розглянуто окремо.

Вплив усадки рідини

Циліндр насоса заповнюється рідиною (нафтою та водою) за

температури

Твсц

тиску всмоктування/?

всц

(на вході в насос). За таких

умов подавання становить

ОІРвсц).

На поверхні рідина розгазовусться

й охолоджується, її об'єм зменшується, тобто відбувається її усадка.

471

b =

Фактично подавання тоді дорівнює Q. Звідси коефіцієнт, який

ураховує усадку рідини,

Оус

= Є/Є(Рвсц)=1/6, (9.5)

де

- об'ємний коефіцієнт

рідини,

який дорівнює відношенню об'ємів

(витрат) рідини за умов всмоктування

за поверхневих умов.

Нехтуючи відносним рухом фаз, для водонафтової суміші

записуємо

QJPBC

)

С?Н(Л,

Ц)+6В(Л,СЦ)

Q Q

° ', (9.6)

а„ь

И+

{ )+

Qn+Q»

Оя(Рвси)>

QB(PBCU)

—

витрати відповідно нафти та води за умов

всмоктування; g

№

- дебіти (подавання) відповідно нафти та води за

поверхневих умов; 6

- об'ємні коефіцієнти відповідно нафти та

води за умов всмоктування; п

/(Q

+ QiJ

~ обводненість продукції

(частка води).

Вплив ступеня наповнення насоса рідиною

Ступінь наповнення насоса рідиною залежить від вмісту вільного

газу в ній. Його вплив на наповнення та подавання насоса враховують

коефіцієнтом наповнення циліндра

насоса:

a^V'pip^/Vs, (9.7)

де V

рірвсц)

- об'єм рідини, що надійшла із свердловини в циліндр

насоса за тиску в ньому протягом ходу всмоктування р

;

- об'єм

циліндра, який описується плунжером під час всмоктування.

Через складність фазових переходів і сегрегацію фаз

дослідниками було отримано різні формули для розрахунку

коефіцієнта наповнення ос

. М.М. Глоговський та

І.І.

Дунюшкін

472

запропонували розрахункові формули для визначення ймовірної

середньої значили коефіцієнта наповнення. У нафтопромисловій

практиці коефіцієнт наповнення насоса звичайно беруть за

А.С.Вірновським у вигляді

=^^,

(9.8)

де k

= V

- коефіцієнт, який характеризує частку шкідливого

простору У

; V

- об'єм циліндра під плунжером за його крайнього

нижнього положення (між всмоктувальним

нагнітальним клапанами),

в якому до кінця ходу плунжера вниз залишається газ у стисненому і

розчиненому станах; /?'=

/V'

газове

число;

- об'єм вільного

газу за тиску

р^

Якщо знехтувати шкідливим простором (к

=0), то отримаємо

верхню межу коефіцієнта наповнення. Зрозуміло, що за відсутності

вільного газу

(R'

0) коефіцієнт наповнення а

Зрив подавання насоса

(оСн = 0)

настає

за

= 1

/ к

Вплив витікань рідини

Дійсне подавання устатковання дорівнює Q. Оскільки під час його

роботи можливі різні витікання з витратою q

, то передбачуване

подавання Q

Тому

коефіцієнт,

який характеризує вплив

витікань рідини,

Я. - 8 _ Q

9вит ~ ^вит _ j _ ?вит _ j _ ?вит (9 9)

Q Q

Є + 9вит Q

Якщо б витікання були відсутніми (q

=0), то коефіцієнт а

вт

дорівнював би одиниці. За 0^^=

згідно з рівнянням (9.2) з

урахуванням формули (9.3) передбачуване подавання

е^бгОдОусОн. (9.10)

473

Тоді

коефіцієнт витікань

1ш1

,- (9Л1)

У процесі роботи устатковання можливими є витікання рідини

через зазор між циліндром і плунжером насоса (плунжерна пара), у

клапанах насоса внаслідок їх зносу, корозії та часткового немиттєвого

закривання та відкривання, а також через щілини муфтових з'єднин

НКТ. На відміну від розглянутих вище чинників витікання рідини

змінне в часі.

Витікання через зазор плунжерної пари можна визначити

розрахунково лише на початковий період, наприклад, за формулою

Буссінеска, вважаючи круговий зазор плоскою щілиною.

A.M. Пірвердян шляхом розв'язування диференціального рівняння

неусталеного руху в'язкої рідини запропонував формули для

визначення витрати витікання q'

з урахуванням ексцентриситету

розміщення плунжера в циліндрі та руху плунжера за ламінарного і

турбулентного режимів витікання. У результаті було встаношіено, що

витрата q

прямо пропорційна кубу розміру зазора 8, діаметра

насоса, перепаду тисків над і під плунжером та обернено пропорційна

кінематичному коефіцієнту в'язкості рідини та довжині щілини.

Витікання зменшусгься зі збільшенням S

і п, а також зі зменшенням

ексцентриситету плунжера в циліндрі.

Оскільки через зазор плунжерної пари рідина витікає лише тоді,

коли плунжер піднімається (протягом половини часу роботи насоса),

то

розрахунку а^

слід брати q

0,5

474

Оптимальний коефіцієнт подавання насоса

Оскільки в ході тривалої роботи насоса збільшується витікання

рідини, то відповідно зменшуються коефіцієнти Ов

і сХп, а також

подавання.

Зменшення подавання

часі

А.Н.

Адонін описав рівнянням

параболи

(рис.

9.3):

Qu=Q

ґ \

(9.12)

бп

поточне подавання в момент часу t після чергового ремонту

насоса; Q - початкове подавання нового (або відремонтованого)

насоса;

прп

- повний період роботи свердловини до припинення

подавання (якщо подавання припиняється через спрацювання

плунжерної пари, то Гпр

означає повний можливий термін служби

насоса); т

- показник степеня параболи (звичайно дорівнює

двом).

є,

1 '»

Рисунок 9.3

—

Зміна подавання штангового насоса

часі

475

Тривалість циклу

роботи свердловини t

дорівнює сумі тривалостей

міжремонтного періоду t

(робота насоса) і ремонту свердловини ґ

(див.

рис. 9.3).

Тривалість оптимального міжремонтного періоду

MOm

A.H. Адонін рекомендує визначати за критерієм мінімальної

собівартості

ва

рт

видобутку нафти за цикл:

м опт

варт

= 31 5Т

і /

рл

пр п

В,

(9.13)

де В

- вартість попереджувального ремонту; В

- витрати на

свердловино-добу експлуатації

свердловини,

за винятком вартості В

Розділивши рівняння (9.12) на теоретичне подавання Q

, запишемо

вираз для визначення

поточного коефіцієнта

подавання:

( \т

fit =

(У.

"•П ПОТ ^П

У прп J

(9.14)

де

ОСп

- початковий коефіцієнт подавання, розрахований вище.

Тоді можна записати

оптимальний кінцевий коефіцієнт

подавання

перед попереджувальним підземним ремонтом (для зупинки

свердловини) у вигляді:

опт

= а

( \

(9.15)

Лпт

і середній коефіцієнт подавання

за міжремонтний період - у вигляді

і 'м

nnOT

a„

м о

( \'"п

l + m

Лпт

(9.16)

476

Аналіз показує, що за В

/(В

Тщ,

) <0,12 допустимий ступінь

зменшення подавання за міжремонтний період становить 15-20%, а за

дуже великих значин 5

/(Я

7прп) наближається до 50%. Збільшити

економічну ефективність експлуатації можна зменшенням витрат В

а також своєчасним встановленням моменту для початку ремонту

свердловини. В останньому випадку необхідно знати поточні значили

дебіту (що забезпечується використанням засобів автоматизації

вимірювання дебіту).

§ 9.3 Навантаження,

які діють

на насосні

штанги,

та їх розрахунок.

Дійсна довжина ходу плунжера. Розрахунок колони насосних

штанг. Урівноваження верстатів-гойдалок

Колона насосних штанг працює в дуже складних умовах: а) діють

великі навантаження (до 150 кН); б) навантаження змінні, асиметричні

(у верхній частині штанг мають пульсуючий характер, у нижній -

знакозмінний); в) бічна поверхня штанг через викривленість

свердловини треться до внутрішньої поверхні НКТ і зношується;

г) наявність корозійно активного середовища (мінералізована вода,

H2S,

СОг), абразивних домішок (пісок), що призводять до зношування

штанг, заклинювання плунжера; ґ) підвищена температура, особливо в

разі застосування теплових методів підвищення нафтовилучення.

Види навантажень

Динамічність роботи ПІСНУ дуже складна, тому існує кілька

наближених теорій її опису. Вважається, що в точці підвішування

штанг діють такі навантаження: а) сталі або статичні Р

ст

; б) змінні -

інерційні Р

, вібраційні

та сили

тертя

Р-^р.

411

У загальному вигляді

наванталсення

в точці підвішування штанг,

коли вона рухається вверх (в) і вниз

(н),

відповідно будуть:

^в = ^ст(в) + (Лн(в) + Ліібр(в) + ^тер(в)); (9-17)

Рн = ^ст(н) - (Лн(н) + ^вібр(н) + ^тер(н)

)•

(9Л8)

Статичні навантаження

Статичні

навантаження

зумовлені вагою штанг у рідині Р

'щ,.

та

вагою стовпа рідини Р

, що піднімаються. Вважаємо, що в точці

підвішування штанг діють статичні навантаження, а це припустимо в

разі дуже повільного руху точки підвішування штанг. Силами тертя

нехтуємо. Під час руху штанг вверх статичне навантаження

^ст(в) = ^шт+Л>- (

9Л9

)

Під час ходу штанг вниз нагнітальний клапан відкривається,

навантаження Р

знімається зі штанг і передається на труби, оскільки

пов'язаний із ними всмоктувальний клапан закритий. Тоді під час руху

штанг вниз статичне навантаження

^ст(н)=^шт- (9-20)

Штанги під час роботи ПІСНУ постійно містяться в рідині. На

верхній торець штанг діє атмосферний тиск р

, а нижній - тиск у

трубах над плунжером р

(оскільки штанги конструктивно з'єднані з

плунжером за допомогою клапанної клітки). Тоді з урахуванням

виштовхувальної архімедової

сили вага

штанг у рідині

/ШІРТ-РО)

' шт

' шт УипУРт Р0)~'иіт

478

шт

Р Ь (9-21)

шт"арх>

де

Рщ,-

- вага штанг у повітрі;^ - площа поперечного перерізу штанг;

^арх

- коефіцієнт, який ураховує втрату ваги штанг у рідині за рахунок

архімедової сили

(коефіцієнт плавучості

штанг),

x=l-

fJP

P0)

(9-22)

Р,

шт

Оскількир

=Рі+Р2+Рз~Р4'> Р\= Рр#А Лпт = Рст^/шт.

то

, fm(ppg

+P2

РЗ -Р4 -Ро)

ЗРХ

РсгЯА/іи

=1-*.

-'crS-Ч/

ШТ

^ Р2+РЗ-Р4~Р0

(9.23)

де

рі - гідростатичний тиск стовпа рідини в

трубах;

/?2

™

ск на

гирлі

(викиді) свердловини (звичайно задається із умов збирання та

підготовки

продукції);

/>з

втрата тиску на тертя рідини в трубах, коли

плунжер рухається вверх; р^ - тиск розвантаження в результаті

"фонтанного" (газліфтного) ефекту, тобто виконання підіймальної

роботи енергією розширення газу, що виділяється з нафти; р

ст

густини відповідно рідини в трубах (середня) і матеріалу штанг (сталі);

g - прискорення вільного падіння; L - довжина штанг або глибина

підвішування насоса.

Оскільки рі » (р2

Рі - Р4

—

Ро), т° звичайно беруть

4^=1 ~?Р-. (9.24)

Рст

479

Якщо є розрахункова значили тиску

трубах над плунжером

то

= 1-^L

Рст

де

= — -

густина газорідинної суміші в НКТ.

А?

Навантаження

стовпа

рідини

зумовлене різницею тисків рідини

над (р

)

і під

(рве ц)

плунжером насоса:

Р(рт ~Рвсц)

ІРт

-(Рвх

~&Рклв)]»

(

)

держ

вх

-Ар

ків

тиск

циліндрі насоса

під час

всмоктування

рідини;

вх

тиск на вході в насос,

Рвх

^РзатрЯ

Рзатр;

(

)

Аркл в

втрата тиску

всмоктувальному клапані (місцевому опорі)

під

час перетікання рідини

циліндр насоса, коли плунжер рухається

вверх (визначають за формулою Борда),

АРклв=-

ТРр; (9-27)

^кл

глибина занурення насоса

під

динамічний рівень; Рзатр

середня

густина рідини

затрубному просторі;

р ^ -

тиск газу

затрубному

просторі

на

рівні рідини;

Vf^ -

максимальна швидкість руху суміші

(рідини

та

газу)

сідлі клапана;

ц^ -

коефіцієнт витрати клапана, який

визначають залежно

від

числа Рейнольдса

для

потоку суміші

сідлі

клапана.

480