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

Затем подбираем длину хода плунжера 5пл и число ходов п (большее 5пл и меньшее п) из формулы

5плП = 4Сн,с/(1и12).

(9.85)

При выборе учитываем результаты определения по пункту 3 с использованием диаграммы А. Н. Адонина и увязываем с параметрами стандартных СК и насосов.

10. Подбирается конструкция штанговой колонны по одной нз методик и определяются: длина хода полированного штока S с учетом упругих деформаций; экстремальные нагрузки Ртах н Рт\а; силы трсния; приведенное напряжение в точке подвеса Штанг Опр; максимальный крутящий момент Afкр. max.

11. Сопоставляя расчетные данные Ртах, AfKpmax, S и п с паспортными характеристиками, окончательно выбираем станок-качалку.

12. Рассчитываем энергетические показатели работы установки и выбираем электродвигатель.

13. Для выбора оптимального варианта по глубине спуска и диаметру насоса рассчитываем экономические показатели.

§ 9.7. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Скважины с дебитом до 5 м/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Они составляют примерно половину действующего фонда СССР. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую производительность (технологическая причина) и средний отбор по мере износа насоса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилиндра, когда возможная подача установки больше дебита (оптимальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффициент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность определяется отношением эксплуатационных расходов, равных сумме энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений, к накопленной добыче, а затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому более целесообразна периодическая эксплуатация таких малоде-битных скважнн, ибо за счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные затраты и, как следствие, при одной и той же накопленной добыче ее себестоимость.

Рис. &.12. Изменение {)е*ил1йых Нй-раметров при периодической эксплуатации скважины штанговой иасос-иой установкой (штриховкой показаны накопленный приток за период /ц и накопленная откачка за период о)

Характер изменения забойного давления Рз и притока жидкости в скважину Q во времени при периодической эксплуатации показан на рис. 9.12. Цикл периодической откачки (tJ состоит из двух процессов: накопления жидкости (рост Рз при уменьшении Q); откачки жидкости (уменьшение рз при увеличении Q). Недостаток периодической эксплуатации по сравнению с непрерывной - потеря некоторого количества нефти. Тем ие менее при определенных условиях она может быть экономически оправдана. Скважины для периодической откачки выбирают по результатам анализа геолого-технологических и технико-экономических факторов. Основными из них являются следующие:

относительное снижение дебита - отнощение среднего дебита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке Qaa.

Фп = Сп/0нп<1; (9.86)

коэффициент запаса подачи - отношение возможной подачи Qh данной установки при полном заполнении цилиндра жидкостью к фактическому дебиту при непрерывной откачке Qua.

вп = «пСт/Снп = Qh/Qhh,

(9.87)

где Оп - фактический коэффициент подачи нового насоса; Qt - теоретическая подача насоса. Относительное снижение дебита Фп оценивают по формуле АзНИПИнефть (или номограмме) из условия, что себестоимость нефти Сп при периодической откачке не должна быть выше, чем себестоимость С„п при непрерывной откачке, т. е. Сп<Снп. Желательно, чтобы значение фп составляло 0,8-0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать бп = = 1,5-3,5.

Решая совместно формулы для (р„ и Вп, можно увязать продолжительности периода накопления tn и откачки L- (см рис. 9.12):

Qn = фпРнп

to + t«

•фп<Эн

t«

1.

(9.88)

•и фпРнп 0 фп

продолжительность tn определим по изменению dV объема жидкости в скважине за время di:

dV = Qdt

dV = F4hF3

tH =

Qdt = Fa

(9.89)

Рзнп

где /"з -площадь проходного сечения затрубного пространства; фз - повышение забойного давления, соответствующее повышению уровня жидкости в скважине dh.

В процессе откачки жидкости снижение рз во времени вызвано подачей насоса Qh, уменьшенной на величину притока Q, поскольку рз<рпл. Тогда аналогично продолжительности откачки определим:

dV=-F3dh= -F3 dViQn-Q) dt

to =

dp3 pg

= {Q,-Q)dt.

f dp3

J q-Qh

(9.90)

Приток Q -функция забойного давления рз, т. е. Qfp3). Для расчета /н и имеются формулы А. С. Вирновского и О. С. Та-тейшвили. А, Н. Адонина, М. Н. Писарика, В. И. Шурова, В. С. Бойко, выведенные для различных условий притока (напорный, безнапорный, напорно-безнапорный потоки, режим растворенного газа) и законов фильтрации (линейный, квадратичный, степенной).

В общем случае методика расчета сводится к следующему. Задаются значением 8п, определяют фп, из трансцендентного 340

уравнения (9.88) при Использовании формул (9.89) и (9.90) графоаналитическим" методом или-путем последовательных приближений находят Рз или Q. Затем по формуле (9.89) вычисляют tn и из формулы (9.88) при найденном tn рассчитывают to. Чтобы избежать неудобств решения трансцендентного уравнения А. С. Вирновский и О. С. Татейшвили, дали приближенное его решение.

На периодическую Эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше /н, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая из него жидкость. В карбонатных пластах для такой же Цели создают накопительные камеры на забое. Перевод на периодическую откачку не рекомендуется при обводненности более 80-90 % и содержании песка более 1 %.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Насос рекомендуется заменять, когда увеличится в 10-15 раз.

Аналитическое определение режимных параметров обычно не дает надежных результатов (наличие различных осложнений, отсутствие качественных исследований). На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства. А периоды накопления устанавливают опытным путем, изменяя их продолжительность, чтобы получить приемлемое фп. Период откачки меняется с помощью автоматических устройств, включающих и отключающих СК. Их работа может быть основана на разных принципах: а) реле времени (не учтен износ насоса); б) по прекращению подачи; в) косвенное измерение уровня жидкости в скважине; г) динамографиче-ское реле; д) датчики силы и давления и др. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2-3 раза.

§ 9.8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ И ВИНТОВЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ

Отличительная особенность установок погружного центробежного (УЭЦН) и винтового (УЭВН) электронасосов - перенос первичного двигателя в скважину к насосу.

Область применения и принципиальная схема УЭЦН

Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м/сут и высотой подъема 500-2000 м.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 9.13). В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы 5, 5А, 6 и 6А (табл. 9.2). В зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное (УЭЦН) и повыщенной коррозионно-(УЭЦНК) и износостойкости (УЭЦНИ). Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для УЭЦН и УЭЦНК не более 0,1 г/л, для УЭЦНИ не более 0,5 г/л; свободного газа на приеме насоса не более 25 %; сероводорода не более 0,01 г/л и 1,25 г/л для УЭЦНК; воды не более 99 %; водородный показатель (рН) пластовой воды для УЭЦНК в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не должна превышать 50-90 "С. Установки выпускаются по II группе надежности в климатическом испол-

Рис. 9.13. Установка погружного центробежного электронасоса:

/ - эксплуатационная колонна: 2 - компенсатор; S - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; в - обратный н спускной клапаны; 7 -насосно-компрессорные трубы; « -электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапаи; -оборудование устья; 12 - барабан для кабеля; 13 - станция управления; 14 - трансформатор

Таблица 9.2. Техническая характеристика погружвых цеитровежиых •лехтроиасосов

Группа 5

У2ЭЦН5-40-1400

УЭЦН5-80-1200

УЗЭЦН5-130-1200

У2ЭЦН5-200-800

УЭЦН-80-1550

УЭЦН5-130-1400

УЭЦН5-80-1800

УЭЦН5-40-1750

1425-1015 1285-715 1330-870 960-545 1680-970 1700-1100 1905-1030 1850-1340

УЭЦН5А-100-1350

У1ЭЦН5Л-160-1100

УЭЦН5Л-160-1400

У1ЭЦН5А-250-800

У1ЭЦН5А-250-1000

У1ЭЦН5А-360-600

У2ЭЦН5А-360-700

У2ЭЦН5А-360-850

У2ЭЦН5А-360-1100

У1ЭЦН5А-500-800

УЭЦН5Л-160-1750

1520-1090 1225-710 1560-1040 890-490 1160-610 660-490 810-550 950-680 1260-920 850-700 1920-1290

Группа 6

У1ЭЦН6-100-1500 У2ЭЦН6-160-1450 У4ЭЦН6-250-1050 У2ЭЦН6-250-1400 У2ЭЦН6-350-850 УЭЦН 6-500-750 УЭЦН6-100-1700 УЭЦН6-350-1100 УЭЦН6-250-1600

1610-1090 1715-1230 1100-820 1590-1040 1035-560 930-490 1820-1230 1280-700 1700-1075

Группа 6А

У1ЭЦН-500-1100 У1ЭЦН6-700-800

500 700

1090 800

350-680 550-900

1350-600 850-550