Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 [ 55 ] 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

§ 9.6- ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Из уравнения (9.2) подачи ШСНУ следует, что подачу Q можно повысить увеличением площади сечения плунжера F (диаметра насоса d), числа качаний п, длины хода устьевого штока S и коэффициента подачи ап. Однако с ростом F увеличиваются нагрузки на штанги и, следовательно, уменьшается длина хода плунжера вследствие упругих деформаций штанг и труб, что может привести не к повышению, а к снижению Q за счет уменьшения ап. Увеличение п приводит к росту динамических нагрузок на штанги и СК. Увеличение 5 ограничивается конструкцией СК- Кроме этого, для СК ограничен максимальный крутящий момент Мкр на валу кривошипа (или редуктора):

Мкр. max = Рж/бал/(2т1м) (9.70)

или более точно с использованием дннамограммы

Л1кр. max = (Ртах-Pmin) /бал/(211м), (9.71)

где /бал -длина переднего плеча балансира СК; г)м -механический коэффициент полезного действия СК от канатной подвески до вала редуктора (т]м0,85). Значит, увеличение F (тоже d) и п приводит к росту нагрузок на штанги, что сопровождается повышением частоты аварий со штангами (обрывы, отвороты). В настоящее время считается, что от параметров откачки (Q, Лв, ds, L, п) зависит только частота аварий со штангами, на которые приходится 25-40 % от общего числа аварий подземной части ШСНУ, а частота прочих аварий от них не зависит (износ и выход из строя насоса, его элементов и др.).. А. С. Вирновский на основании теоретических и экспериментальных данных предложил формулу для расчета вероятной частоты аварий со штанговой колонной (число обрывов на скважине в год)

где С, К - коэффициенты, которые зависят соответственно от; предела усталостной прочности (свойств материала штанг) и-свойств откачиваемой жидкости и материала штанг; L - длина, колонны штанг, м. Величины С и К определяют путем статистической обработки практических данных. Для условий ряда нефтяных месторождений Бакинского нефтепромыслового рай-* она для штанг из углеродной стали при средних значениях L, п и отсутствии осложнений Сп=0,533; /С= 0,75-1, а при боль- ших- значениях L, л и откачке коррозионных жидкостей К=-] = 1-2. Примем /С=1. Тогда из формулы (9.72) следует, что у-, 7обр прямо пропорционально п в первой степени, а dy прибли--) зительно в кубе. Частота аварий уобр не зависит от S, однако"

при больших S силы инерции заметно увеличивают амплитуду и максимальную нагрузку, что несколько повышает уовр-

Таким образом, на основании изложенного приходим к выводу, что правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальным S, соответствующим данному станку-качалке, минимальным F (тоже d), а число качаний п вычисляется из формулы подачи (9.7). Во всех случаях надо стремиться к увеличению ап. В настоящее время применяют две расчетные методики, отличающиеся полнотой учета конкретных условий. Ра!ссмотрим каждую методику более подробно.

Выбор насосного оборудования и первоначального режима откачки с помощью диаграмм А.,Н. Адонина и таблиц

Расчет с использованием диаграмм и таблиц является наиболее простым и применяется при оперативном решении задачи. А. Н. Адонин построил диаграммы зависимости подачи Q ШСНУ от -глубины спуска насоса L. Диаграмма разделена на области применения стандартных СК, внутри которых выделены поля стандартных диаметров насосов d (рис. 9.10). При построении диаграмм принято: коэффициент наполнения насоса ан = 0,85 как средний за межремонтный период без учета влияния газа; плотность жидкости р = 900 кг/м погружение насоса под динамический уровень /i = 0, устьевое давление p2 = Q. Штанговые колонны подобраны для условий наибольшей нагрузки для каждого СК и каждого диаметра насоса d», а приведенные напряжения в штангах не превышают 120 МПа. Предельные глубины L определены двумя параметрами СК: а) максимально допустимой нагрузкой на балансира в точке подвеса штанг, рассчитываемой по формулам А. С. Вирновского; б) максимальным допускаемым крутящим MOjvieHTOM на валу редуктора, вычисляемым по эмпирической формуле Р. А. Рама-занова:

Мкр. „,ах = 5 [300 + 2,4 (Ргпах- Pmin)], (9-73)

где величины измеряют: Мкртах в Н-М; S-М; Ртах и РтЬ - Н.

Нагрузки и Мкртах рассчитаны для максимальных длины хода, числа качаний и массы принятой штанговой колонны.

Порядок выбора оборудования и режима откачки следующий. Фактическая глубина спуска насоса

1 = /г; + /г = (Я-/гд) + /г, (9.74)

где йд -расстояние от устья скважины до динамического уровня /гд; Я -глубина скважины. Величину определяют из уравнения притока (5.14) при показателе л=1, т. е.

pg pg

zsoa 3000 3500 moip

Рис. 9.10. Диаграмма A. H. Адоиина

Величину h рассчитывают по давлению на приеме насоса с использованием формулы (9.26) или принимают с учетом гидравлических сопротивлений в приемном клапане (см. § 9 3) и вреднего влияния газа (см. § 9.5). Тогда получают связь между глубиной спуска насоса L и подачей Q для условия совместной и согласованной работы пласта и насосного подъемника

L = H- Р""-Ко pg

Для учета р2 и р„р рассчитывают приращение расчетной глубины спуска насоса

где -средний вес 1 м штанговой колонны. Условная расчетная глубина спуска насоса

Lp = L + AL (9.78)

(9.76)

(9.77)

(9.79)

Эта зависимость представлена на рис. 9.10 линией /. При заданном дебите Q скважины по Q и Ар на диаграмме находят тип СК и диаметр насоса (в качестве примера на рис. 9.10 показан выбор 8 СК-12-3,5-8000 и йн==55 мм). Дальше принимают S = 5max (указано в шифре СК), а для получения заданного Q уточняют число качаний балансира п из пропорции

n/nmx = QIQmBr, (9.80)

где Птах - максимальное число качаний данного СК; Qmax - максимальная подача, соответствующая верхней границе поля насоса данного диаметра.

Затем выбирают тип насоса и группу посадки в зависимости от подачи, высоты подъема и вязкости жидкости, обводненности, содержания газа и песка. Диаметр НКТ выбирают по таблице в зависимости от типа и диаметра насоса, а конструкцию колонны штанг -от диаметра и глубины спуска насоса.

Пример. Выбрать насосное оборудование и режим откачки с помощью диаграмм А. Н. Адонина. Исходные данные: Q=25 т/сут; /Со=10- т/(ПаХ Хсут); рпл = 10 МПа: Я=2500 м; р=880 кг/м; газа в продукции мало.

1010 -/(880-9,81)=868м; прини-

Решение. Вычисляем

10-е J

маем ft=50 м; рассчитываем L=2500-868-1-50= 1682 м; по диаграмме находим: </н=28 Мм; 7СК 12-2,5-4000; принимаем S=Smai=2,5 м и уточняем я= = 13 . 26/25,1 = 12,95. Для данной глубины принимаем насос НСВ-1, тогда при диаметре 28 мм требуются 60 мм НКТ (по табл. IV.25 [8]). Принимаем двухступенчатую колонну штанг: диаметром 22 мм - длина 1682.0,28= = 471 м и 19 мм-длина 1682.0,72=1211 м (табл. IV.9 [8]).

В последующем на основе измерений дебита и дииамометрирования корректируют найденные L и параметры режима откачки, чтобы получить заданный дебит при высоком коэффициенте наполнения насоса. На практике могут возникнуть осложнения в работе запроектированной установки. Они обусловлены отсутствием полной исходной информации и невозможностью ее учета при таком детерминированном подходе. Поэтому находят все более широкое применение методики оптимизации работы насосных скважин, основанные на вероятностно-статистическом учете влияющих факторов и использовании ЭВМ.

Выбор штанговой насосной установки и режима откачки с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть условия откачки, в частности наличие свободного газа. Ее применение целесообразно для оптимизации работы установки. Возможность обеспечения заданного дебита Q регулированием многих технологических и конструктивных параметров придает задаче многовариантный характер и требует творческого ее решения, основные принципы которого сводятся к следующему.

1. Строим (рис. 9.11) кривые распределения давления p{z), газового числа R{z) и расходного газосодержания p(z) по стволу скважины (соответственно ), 2, 3) в обсадной колонне по принципу «снизу вверх» от забоя до глубины, где давление становится равным минимально допустимому на приеме насоса (с учетом гидравлических потерь в приемном клапане) или расходное газосодержание достигает максимально допустимого значения Ртах. Величину p{z) можно рассчитать по любой методике с учетом выделения газа (см. § 6.5, 7.5). Газовое число R(z) вычисляем по формуле (9.62), в которой вместо рпл записываем р(г). Газосодержание р(2) определяем на каждом интервале изменения давления от глубины, где р(2) = = Рн, по формуле

Рис. 9.11. Кривые распределения давления, газового числа и расходного газосодержания, построенные для проектирования эксплуатации скважины штанговой насосной установкой

Р(2)-

(9.81)

1 + (г)

Рекомендуется принимать Ртах = 0,75, при превышении которого в процессе откачки плунжер при ходе вниз ударяется о жидкость, что приводит к резкому росту числа обрывов штанг.

2. Выбираем глубину спуска насоса L. С увеличением L при наличии свободного газа на приеме повышается коэффициент наполнения насоса ан, увеличиваются нагрузки на штанги и станок-качалку, коэффициент подачи ап переходит через максимум и дальше уменьшается, возрастают затраты на оборудование, эксплуатацию и подземный ремонт, т. е. по одним критериям глубина должна быть малой, а по другим - большой. Прн такой конфликтной ситуации выбор может быть только компромиссным: выигрыш по одному критерию означает проигрыш по другому. Поэтому рекомендуется выбирать несколько вариантов глубин спуска насоса, а оптимальную глубину принимать окончательно по минимуму приведенных экономических затрат. При выборе вариантов глубин следует использовать формулу (9.79), учесть Ртах и, по возможности, опыт эксплуатации на конкретном месторождении. На выбор L может повлиять глубина отло-" жения парафина, солей, различная кривизна ствола скважины

и Др. Для выбранной глубины спуска пересечение горизонтали L на рис. 9.11 с кривыми 1, 2 и 3 дает соответственно значения давления Рпл, газового числа R„p и газосодержания Рпр на приеме насоса.

3. Для ориентировочной оценки выбираем по диаграмме А. Н. Адонина и таблицам параметры установки и режим откачки (СК, d„, S, п, диаметр НКТ и конструкцию штанговой колонны).

4. Выбираем тип и группу посадки насоса аналогично предыдущей методике, решаем вопрос необходимости применения газовых и песочных якорей. Из диаграммы А. Н. Адонина следует, что каждому диаметру насоса соответствует определенное поле взаимосвязи Q-L. Поэтому бывает целесообразным рассмотреть несколько вариантов, отличающихся диаметром насоса, и аналогично глубине L выбрать оптимальный диаметр.

5. В зависимости от типа и диаметра насоса уточняем по таблице диаметр НКТ с учетом возможности спуска НКТ и насоса в скважину с заданной эксплуатационной колонной.

6. Рассчитываем сепарацию газа у приема насоса, трубное газовое число R (см. § 9.5) и новое давление насыщения рн с использованием экспериментальной зависимости или из уравнения закона Генри:

R = арр„

(9.82)

7. Строим кривую распределения давления p(z) от устьевого давления р2 по принципу «сверху вниз» для заданного дебита Q, определенных диаметров НКТ и штанг (кольцевой поток), трубного газового числа R (кривая 4). Отметим, что в интервале между р2 и рн движется газожидкостная смесь, а ниже - нега-зированная жидкость. При z=L находим давление на выкиде насоса рг. Средняя плотность смеси в НКТ рсм= (рт-р2)/(Lg).

8. Определяем максимальный перепад давления при движении продукции через всасывающий Аркл. в и нагнетательный Аркл. н клапаны насоса (см. § 9.3), давление в цилиндре соответственно при всасывании и нагнетании: рвс. ц = рпр-Аркл. в, Рнагл. ц=Рт + Аркл. н, а также перепад давления, создаваемый насосом

Арнас - Рнагн.ц - Рпр-

(9.83)

9. Вычисляем утечки в зазоре плунжерной пары с/ут, коэффициенты ан, аус и подачу насоса Qnac обеспечивающую заданный дебит

Quae = Q (рвс.ц)/ан-

(9.84)