Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

нафтопромислового району для штанг із вуглецевої сталі за середніх

значин L, п і відсутності ускладнень встановлено, що добуток

с п

0,533;

коефіцієнт

& =

0,75...1,

а за великих значин L, п і відпом-

повування корозійних рідин коефіцієнт к=

1...2.

Візьмемо к- І.Тоді із

формули (9.72) випливає, що частота обривання 7Ьб

прямо

пропорційна кількості ходів п у першому степені, а діаметра насоса d

- наближено в кубі. Частота аварій

Уоб

не залежить від довжини ходу

штока 5, проте за великих значин S сили інерції істотно збільшують

амплітуду і максимальне навантаження, що в повній мірі підвищує

частоту обривання

Уоб

Згідно з викладеним виснуємо, що правильно призначений режим

відпомповування має характеризуватися максимальною значиною

довжини ходу штока S, яка відповідає даному верстату-гоидалці,

мінімальною площею F (а також діаметра насоса d

), а кількість

коливань п слід розраховувати з формули подавання (9.7). В усіх

випадках треба добиватися збільшення коефіцієнта подавання о^.

Нині застосовують дві розрахункові методики, які різняться

повнотою врахування конкретних умов. Розглянемо кожну методику

більш детально.

Вибір насосного обладнання та

первинного рємсиму

відпомповування

за

допомогою діаграми

А.Н.

Адоніна

таблиць

Розрахунок із використанням діаграми і таблиць є найпростішим і

його застосовують для оперативного вирішення задачі. А.Н. Адонін

побудував діаграму залежності подавання Q ШСНУ від глибини

опускання насоса L. Діаграму поділено на області застосування

стандартних ВГ, усередині яких відокремлено поля стандартних

діаметрів насосів

(рис.

9.10).

521

7доб

Рисунок 910

—

Діаграма А Н Адоніна

Для побудови діаграми взято: коефіцієнт наповнення насоса

0,85 (як середній за міжремонтний період без урахування

шкідливого впливу газу); густина рідини р = 900 кг/м ; занурення

насоса під динамічний рівень

/г

тиск на гирлі р2=0- Штангові

колони підібрано для умов найбільшого навантаження для кожного ВГ

і кожного діаметра насоса d

, а зведені напруження в штангах не

перевищують

120

МПа. Граничні глибини L визначаються двома

параметрами ВГ:

а) максимально допустимим навантаженням на балансир у точці

підвісу штанг, яке розраховано за формулами

А.С.

Вірновського;

522

б) максимально допустимим круглим моментом на валу редуктора,

який розраховано за емпіричною формулою

Р.А.

Рамазанова:

Kpmax

[300+

2,4(Р

тах

-Р

пт

)] (9.73)

(одиниці Мфтах- Нм; 5-м; Р^

і Рщщ

Н).

Навантаження

Мщ,^^ розраховано для максимальних довжини

ходу, кількості коливань

маси вибраної штангової колони.

Обладнання

та

режим відпомповування вибираємо

такій

послідовності. Фактичну глибину опускання насоса визначаємо

за

формулою:

+ h =

(H-h

)

(9.74)

де /г'

відстань від гирла свердловини до динамічного рівня (глибина

динамічного рівня);

Н—

глибина свердловини; h

висота динамічного

рівня;

глибина занурення насоса

під

динамічний рівень рідини.

Із рівняння припливу (5.14) за показника режиму фільтрації п= 1

знаходимо

EJL

P™-Q'

(

9.75)

Величину глибини занурення h розраховуємо за тиском на вході

насос згідно з формулою (9.26) або беремо з урахуванням гідравлічних

опорів

вхідному клапані (див.

9.3)

шкідливого впливу газу

(див.

9.5). Тоді одержуємо зв'язок між глибиною опускання насоса L і

подаванням

для умов спільної

та

угодженої роботи пласта

насосного піднімача:

L =

H-

™-

Q/K

°+h.

(9.76)

Р£

523

Для врахування тисків на гирлі свердловини/^ і на вході в насос/?

вх

розраховуємо приріст розрахункової глибини опускання насоса:

AL=

(P2-P

)

(9?7)

де q

середня маса

м штангової колони.

Умовна розрахункова глибина опускання насоса

Lp=L+AL (9.78)

або

L=H-

Q/K

AL.. (9.79)

Залежність (9.79) показано на

рис.

9.10 лінією

У випадку заданого

дебіту Q свердловини 3aQiL

на діаграмі знаходимо тип ВК

діаметр

насоса

(як приклад на

рис.

9.10 вибрано 8СК-12-3,5-8000 і

=55

MM).

Далі беремо

S=S

max

(вказано в шифрі ВК), а для одержання заданого

дебіту £? уточнюємо частоту коливань балансира

за пропорцією:

—=

р-.

<зд

тах іітах

"max

максимальна частота коливань даного

ВК;

max

максимальне подавання,

що

відповідає верхній межі поля насоса

даного діаметра.

Потім вибираємо тип насоса і групу посадки залежно від величини

подавання, висоти підняття

в'язкості

рідини, обводненості, вмісту

газу та піску.

Діаметр НКТ вибираємо

із

таблиці залежно від типу

діаметра

насоса, а конструкцію колони штанг

залежно від діаметра та глибини

опускання насоса.

524

Приклад. Вибрати насосне обладнання і режим відпомповування за

допомогою діаграми А.Н. Адоніна. Вхідні дані: Q -

т/добу;

АЬ=10"

т/(Па-добу); /?

пл

=10МПа; #=2500м; р = 880кг/м

; газу в

продукцію мало.

Розв 'язування

Розраховуємо h

1010"

10"

(880

9,8

0 = 868

м; беремо

/г

= 50м;

розраховуємо L =

2500

868

1682 м;

із діаграм знаходимо (/

28мм;

7ВГ12-2,5^1000; беремо S= 5^= 2,5 м і уточнюємо п =13-25

/25,1

= 12,95.

Для даної глибини вибираємо насос

НСВ-1.

Тоді за діаметра 28 мм потрібно

вибрати НКТ діаметром 60

мм.

Вибираємо двоступінчасту колону штанг: для

діаметра 22мм довжина 16820,28

= 471

м і для діаметра 19 мм довжина

1682-0,72 =

121

їм.

У подальшому на основі вимірювання дебіту та динамометрії

коректують знайдені довжину L і параметри режиму відпомповування,

щоб одержати заданий дебіт за високого коефіцієнта наповнення

насоса. На практиці можуть виникнути ускладнення в роботі запроек-

тованого устатковання. Вони зумовлені відсутністю повної вхідної

інформації і неможливістю її врахування за такого детермінованого

підходу. Тому ще застосовують методики оптимізації роботи насосних

свердловин, які грунтуються на ймовірнісно-статистичному врахуванні

визначальних чинників і використанні ЕОМ.

Вибір штангового насосного устатковання та режиму

відпомповування з

використаннями

кривих розподілу тиску

Дана методика дає змогу повніше врахувати умови

відпомповування, зокрема наявність вільного газу. її доцільно

застосовувати для оптимізації роботи устатковання. Можливість

забезпечення заданого дебіту Q регулюванням багатьох технологічних

і конструктивних параметрів надає задачі багатоваріантного характеру

і потребує творчого її розв'язування, основні принципи якого зводяться

до наступного.

525

Будуємо криві розподілу тиску p(z)

(рис.

9.11), газового числа R(z)

і витратного газовмісту (3(z) вздовж стовбура свердловини (криві

відповідно 1, 2, 3) в обсадній експлуатаційній колоні за принципом

"знизу вверх" від вибою (відомо вибійний тискр

) до глибини, де тиск

стає таким, що дорівнює мінімально допустимому на вході в насос (з

урахуванням гідравлічних втрат у всмоктувальному клапані) або

витратний газовміст сягає максимально допустимої значини (3,^.

}]

\АР

КЛ ТІ

р„

P,r, P

ф'

С"~~~^2

) р р

Н Ml ' IL

Рисунок

9.11

Криві розподілу тиску, газового числа і витратного газовмісту, що

побудовані для проектування експлуатації свердловини штанговим

насосним устаткуванням

Величину p(z) можна розраховувати за будь-якою методикою з

урахуванням виділення газу

(див.

6.5,7.5).

Газове число R(z) розраховуємо за формулою (9.62), в якій замість

тиску

вх

записуємо

p(z).

Газовміст визначаємо на кожному інтервалі зміни тиску від

глибини, деріг) =р

(р

-тиск насичення нафти газом), за формулою:

R(z)

P(z) =

і+ад

526

(9.81)

Рекомендується брати (3

max

=0,75. Із перевищенням ^^ у процесі

відпомповування плунжер у разі руху вниз ударяється об рідину, що

призводить до різкого збільшення кількості обривів штанг.

Вибираємо глибину опускання насоса L за р < ftm^.

Із збільшенням L за наявності вільного газу підвищується

коефіцієнт наповнення насоса сх„, збільшуються навантаження на

штанги і верстат-гойдалку, коефіцієнт подавання а

переходить через

максимум і далі зменшується, зростають витрати коштів на

обладнання, експлуатацію та підземний ремонт, тобто за одним

критерієм глибина має бути малою, а за іншим

—

великою. За такої

конфліктної ситуації вибір може бути тільки компромісним: виграш за

одним критерієм означає програш за іншим. Тому рекомендується

вибирати кілька варіантів глибин опускання насоса, а оптимальну

глибину вибрати остаточно за мінімумом зведених економічних

витрат.

Вибираючи варіанти глибин, необхідно використовувати формулу

(9.79),

ураховувати рщах і по можливості досвід експлуатації на

конкретному родовищі.

На вибір величини L може вплинути глибина відкладання парафіну,

солей, різна кривина стовбура свердловини, наявність зім'яття

експлуатаційної колони та ін.

Для вибраної глибини опускання насоса L перетин горизонталі L на

рис.

9.11 із кривими 1, 2, і 3 дає відповідно значини тиску

р^,

газового

числа

витратного газовмісту $^

на вході в насос.

Для орієнтаційної оцінки за діаграмою А.Н. Адоніна і таблицями

вибираємо тип і параметри устатковання та режим відпомповування

(ВК,

du,

п,

діаметр НКТ

конструкцію штангової колони).

527

Вибираємо тип і групу посадки насоса аналогічно попередній

методиці; вирішуємо питання необхідності застосування газових і

пісочних якорів.

Із діаграми А.Н. Адоніна випливає, що кожному діаметру насоса

відповідає певне поле взаємозв'язку Q — L. Тому іноді доцільно

розглянути кілька варіантів, які різняться діаметром насоса, і

аналогічно глибині опускання насоса L вибрати оптимальний діаметр.

Залежно від типу та діаметра насоса уточнюємо за таблицею

діаметр НКТ з урахуванням технічної можливості опускання НКТ і

насоса у свердловину із заданою експлуатаційною колоною (за

поперечними розмірами).

6. Розраховуємо сепарацію газу на вході в насос, трубне газове

число R (див. § 9.5) і новий тиск насичення р'

із використанням

експериментальної залежності або з рівняння закону Генрі (оскільки

частина газу поступає в затрубний простір, обминаючи насос)

Л'=0СрК- (9.82)

Будуємо криву розподілу тиску />(z) вздовж колони НКТ від

відомого тиску на гирлі рі за принципом "зверху вниз" для заданого

дебіту Q, вибраних діаметрів НКТ і штанг (кільцевий

потік),розрахованого трубного газового числа І? (крива 4 на

рис.

9.11).

Зазначимо, що в інтервалі між тисками р2 і р'

рухається

газорідинна суміш, а нижче - негазована рідина. За глибини z

знаходимо тиск у трубах на викиді із насоса р

і середню густину

суміші в НКТ

сум

(р

-р

) І

(Lg).

8. Визначаємо максимальний перепад тиску під час руху продукції

через всмоктувальний А^клв і нагнітальний Дркпн клапани насоса

(див.

9.3), тиск у циліндрі відповідно під час всмоктування та

528

нагнітання (Рвсц=.Рвх-Afw

Ркггнц=Рт

АРклн),

також перепад

тиску, який створюється насосом:

Фнас =Рнаг

- Рвх- (9-83)

9. Обчислюємо витрату витікання рідини

зазорі плунжерної пари

BKT

, коефіцієнти

, Оу

подавання насоса

Hac

яке

забезпечує

заданий дебіт:

Єнас=Є^всц)/«„. (9.84)

Потім підбираємо довжину ходу плунжера

кількість ходів

(більше

менше п) із формули:

^пл« =

^Г-

(9-85)

7К/

Під

час

вибору враховуємо результати визначення

за п. З (з

використанням діафами А.Н. Адоніна)

та

узгоджуємо

їх з

параметрами стандартних ВГ

насосів.

10.

Підбираємо конструкцію штангової колони за одною

методик

визначаємо: довжину ходу полірованого штока

S з

урахуванням

пружних деформацій; екстремальні навантаження

тах

Р^т, сили

тертя; зведене напруження

точці підвісу штанг

зв

;

максимальний

КруТНИЙ МОМеНТ Мкртах.

11.

Зіставляючи розрахункові дані

тах

Мщ,

тах

Sin

з паспортними

характеристиками, остаточно вибираємо верстат-гойдалку.

12.

Розраховуємо енергетичні показники роботи устаткування

вибираємо електродвигун.

13.

Для

вибору оптимального варіанта

за

глибиною опускання

діаметром насоса розраховуємо економічні показники.

529

§ 9.7 Періодична експлуатація малодебітних свердловин

штанговими насосними устаткованнями

Свердловини з дебітом до 5 м /добу незалежно від висоти підняття

рідини належать до малодебітних.

Неперервне відпомповування рідини з таких свердловин за повного

заповнення циліндра насоса рідиною практично не застосовується,

оскільки існуючі ВГ, як правило, не можуть забезпечити малої

продуктивнос

(технологічна причина) і середній відбір у міру

зношування насоса менший за встановлений дебіт (економічна

причина).

У випадку неперервного відпомповування за неповного заповнення

циліндра, коли можливе подавання устатковання перевищує дебіт

(оптимальний запас подавання дорівнює

двом),

відбір із свердловини є

більшим, але при цьому прискорюється зношування обладнання,

зменшується ККД устатковання, підвищується собівартість видобутку.

Собівартість піднімання 1 т нафти на поверхню визначається

відношенням експлуатаційних витрат, які дорівнюють сумі

енергетичних витрат, витрат на ремонт обладнання й амортизаційних

відрахувань, до накопиченого видобутку, а витрати залежать від

тривалості роботи устаткування. Тому доцільною є періодична

експлуатація таких малодебітних свердловин, оскільки за рахунок

зменшення тривалості роботи зменшуються експлуатаційні витрати і,

як наслідок, за одного і того самого накопиченого видобутку

зменшується його собівартість.

Характери зміни вибійного тиску р

і припливу рідини до сверд-

ловини Q у часі при періодичній експлуатації показано на рис. 9.12.

530