книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

диаметр отверстия седла клапана

0.1(0.974-309)0’5

^от 0,0532-0,0694-

273 7,15 0,85 0,269

=3,79-10—3 м (3,79 мм).

7.Выбираем по табл. 8.1 типоразмер клапана. Рассматривае­ мым условиям, так же как и в предшествующих случаях, удовлет­

воряет клапан КС с dm = 5 мм и Кк = 0,067.

8. Определяем давление в сильфоне рабочего клапана на глу­ бине его установки по (8.13)

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Наиболее общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) форму­ лируется следующим образом:

выбрать компоновку основного насосного оборудования и ре­ жим его работы для конкретной скважины (или группы скважин) таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономи­ ческих показателях эксплуатации.

Такая задача решается при проектировании системы разра­ ботки и эксплуатации нового нефтяного месторождения или при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.

181

При оптимизации работы уже эксплуатируемых установок ре­ шаются более узкие задачи, связанные с подбором только некото­ рых узлов установки и режимных параметров. В качестве крите­ рия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов ком­ поновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, завися­ щей от типоразмера и режима работы ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины штанговым сква­ жинным насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и элек­ тродвигателя, 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 под­ бирают газовые или песочные якори или другие специальные приспособления.

Основные исходные данные для нескольких расчетных вариан­ тов приведены в табл. 9.1. Первый вариант характерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором, вто­ рой — для обводненной нефти со средним по величине газовым фак­ тором, а третий — для высоковязкой нефти. Известно, что высоко­ вязкие 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 за­ висимостям, приведенным в гл. 1.

Для расчета физических свойств продукции используют сле­

где Го (р„ас) — количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлении насыщения рнас, приведенное к нормальным условиям, м3/м3; р, ро — соответственно текущее (рпас < Р < Ро) и атмос­ ферное давление, МПа, с — эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами ва­ риантов принимаем равным ct = с2 = 0,5.

Объемные коэффициенты нефти Ьн (р) и жидкости Ьж(р) рас­ считывают по следующим формулам:

воды соответственно. В дальнейших расчетах принято, что Ьв (р) = 1.

182

Т а б л и ц а 9.1. Исходные данные для расчетов

Численные значения для вариантд

Ниже приведены часто используемые формулы для расчета ха­ рактеристик газожидкостного потока при текущем давлении р:

расход жидкости, м3/с

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОМПОНОВКИ ШСНУ

Вариант компоновки ШСНУ включает следующие-параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса (ШСН) Ь„, диа­ метр D„„ и тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессор­ ных труб.

183

Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбираем следующим образом.

1. По одной из методик, изложенных в гл. 5, рассчитываем

приеме рпн должны быть, с одной стороны, достаточными для обес­ печения высоких коэффициентов наполнения, с другой — по воз­ можности 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 оче­ редь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газо­ жидкостной смеси.

Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблю­ дается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидко­ сти 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 [1] 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 со­ ответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15—0,50 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложным заранее обосновать оптималь­ ное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации

184

скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого неф­ тяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса. Так, для условий девонских месторож­ дений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме на coca составляет 2,0—2,5 МПа, для угленосных, типа Арланского, около 3,0 МПа.

Г. Н. Суханов считает целесообразным принимать:

Использование перечисленных практических рекомендаций для условий новых малоизученных месторождений может привести к значительным ошибкам. Поэтому при проектировании ШСНУ ре­ комендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин спуска насоса.

Следует учитывать, что на конкретном месторождении возмож­ ный диапазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным причинам технологического или технического харак­ тера, например из-за отложений солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т. д.

За д а ч а 9.1. Выбрать компоновку ШСНУ.

Ре ш е н и е . В соответствии с вышеизложенными рекоменда­ циями выбираем следующие давления на приеме насоса:

для откачки смеси с высоким газосодержанием (1-ый расчетный

вариант) рпн j ~ 0,3 рнас = 0,3-13 ~ 4 МПа;

для откачки обводненной жидкости с относительно невысоким содержанием газа (2-й расчетный вариант) принимаем рпн 2 = = 2,0 МПа;

для откачки высоковязкой нефти с низким газовым фактором (3-й расчетный вариант) принимаем рпн 3 = 0,5 МПа.

По соответствующим графикам (см. рис. 9.1, 9.2, линии /) распределения давления по стволу скважины для каждого из рас­ четных вариантов определяем глубину, на которой давление соот­ ветствует выбранному на приеме насоса для каждого расчетного варианта: LHl = 1200 м, LH2 = 900 м.

Для третьего варианта глубина спуска оказалась равной L H 3 =

=600 м.

3.Определяем расход газожидкостной смеси при давлении рп„ по (9.1) — (9.8).

Для 1-го варианта:

1Ас(Рпн1) =(1Ю — 60,5)-1-0,1-315-2,32-10“ 4/(4,0-273) = 3,31-10~4 м»/с;

Рем (Рпнх) = 3,38-10-4 + 3,31 ■10—4 = 6,69-10“ 4 м*/с = 57,8 м*/сут.

185

Аналогичные расчеты, выполненные для 2-го и 3-го расчетных ва­ риантов, дали следующие результаты:

<?см (Рпн 2) = 5,38-10-4 м3/с = 46,5 м3/сут,

<?см(Рпн з) = 2,9-10“ 4 м3/с = 25,0 м3/сут.

4. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели ис­

ппл 8 = 43 мм.

Впоследнем случае учтено также, что насос будет откачивать жидкость высокой вязкости.

5. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачи­ ваемой 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. 9.2.

Насосы НСН, НСНА, НСВ предназначены для откачки жидко­ сти 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 на­

характеристикой и глубиной подвески насоса выделяются следую­

Насосы с группой посадки 0 и I применяют для откачки мало­ вязкой нефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с по­ вышенными устьевыми давлениями; насосы II группы посадки — для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м и средней температуре; насосы III группы посадки — для откачки высоковязкой жидкости или с высокой температурой, а также с повышенным содержанием асфальто-смолопарафиновых

186

Т а б л и ц а 9.2. Области применения штанговых скважинных насосов основных типов

мин-1. В соответствии с вышеизложенным для рассматриваемых расчетных вариантов могут быть выбраны следующие насосы.

Для 1-го варианта пригодны насосы НСН2-55 и НСВ2-55 (см. табл. 9.2). Однако, учитывая что насос будет спущен на значитель­ ную глубину, целесообразнее выбрать вставной насос, так как это ускорит и облегчит подземные ремонты. Окончательно выбираем насос НСВ2-55 с I группой посадки и клапанными узлами обыч­ ного исполнения.

Для 2-го варианта выбираем насос НСН2-43 со II группой по­ садки и клапанными узлами обычного исполнения.

Для 3-го варианта выбираем насос НСН2-43 с III группой по­ садки и клапанными узлами с увеличенным проходным сечением.

6. Выбираем колонны насосно-компрессорных труб.

При насосной эксплуатации применяют насосно-компрессорные трубы (НКТ) (табл. 9.3).

Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера ШСН согласно табл. 9.4.

187

В соответствии с табл. 9.4 для 1-го варианта выбираем НКТ с условным диаметром 89 мм, для 2-го с условным диаметром 60 мм.

При откачке высоковязкой жидкости для снижения гидродина­ мического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условным диаметром на 1—2 размера большим, чем рекомендуемый в табл. 9.4. С учетом этого для 3-го варианта выбираем НКТ с условным диа­ метром 73 мм.

Т а б л и ц а 9.3. Характеристика насосно-компрессорных труб

188

v ;. (POHI) = 3.3i - КГ-4- (I — 0,38) = 2,05-10“ 4 M3/C;

<?'„ (pnHl) = 3,38-10-4 4- 2,05-10-4 = 5,43-10“ 4 M3/C = 46,9 м /сут;

для 2-го варианта стс 2 = 0,78:

^гв (Рпнг) = 0,51 • 10“ 4 м3/с;

QCM(Рпнг) = 3’55' 10~ 4 м3 с = 30,7 м3/сут;

для 3-го варианта асз = 0:

Г0 " Г0(Рцас) —0:

<?« (рп„з = < ?Ж (Рпн з) = 2,9 -10~ 4 м3/с = 25,0 м3/сут.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ВЫХОДЕ НАСОСА

Распределение давления по длине колонны НКТ может быть рассчитано по одной из методик, приведенных в гл. 5; при этом не­ обходимо учесть, что продукция движется по кольцевому зазору между трубами и насосными штангами.

На рис. 9.1 и 9.2 представлены графики распределения давле­ ния в колонне НКТ (кривые с индексом «2») для первых двух рас­ четных вариантов, полученные по методике Поэттмана—Карпен­ тера, в которой присутствие колонны штанг учтено введением эк­

ляемое по соответствующей кривой распределения, принимаем за

190