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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122

Рис. 5.34. Максимальные допускаемые напряжения в зависимости от коэффициента асимметричности цикла для штанг различных типов при их работе во внекоррозион-ной среде (штанги производства SBS, Австрия) [14]

r = P /р

max-

Диаграммой пользуются следующим образом. Для конкретных скважинных условий находят (аналогично предыдущему случаю) Pmax и Pmln. Затем рассчитывается коэффициент r. На диаграмме для выбранного типа штанг определяется допускаемое напряжение одоп. Затем рассчитывается omax для выбранного диаметра штанг. Производится сравнение omax и одоп. Если omax меньше одоп, то выбор сделан правильно, если нет, то расчет следует повторить для другого диаметра или типа штанг.

Таким образом, при использовании штанг зарубежного производства и расчете колонн зарубежными методами необходимы вышеприведенные зависимости или другие аналогичного типа, содержащие информацию о предельных значениях допускаемой нагрузки одоп в зависимости от omax, omln, амплитуды напряжений, а также о материале штанг, видах упрочнений и скважинных условий.

5.5. Выбор насосного оборудования и режима работы штанговых

установок

П ри эксплуатации штанговых насосных установок возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой - достаточной надежности в работе оборудования.

Один и тот же дебит скважины в общем случае можно обеспечить множеством различных режимов работы насосного оборудования. Среди этого множества существует и оптимальнаяя область, индивидуальная для каждой конкретной скважины.

Задача выбора насосного оборудования и режима откачки сводится к максимизации дебита скважины.

Расчет максимально возможных отборов жидкости из скважины при сохранении достаточной надежности работы насосного оборудования определяется условием совместной работы системы пласт - насос - лифт:

Опл = Кпр (Рпл - рзаб);

Рп = f (H, А/, дт п),

(5.1)

где Опл - приток жидкости из пласта; Кпр - коэффициент продуктивности скважин; рпл - пластовое давление; !заб - забойное давление; Оп - фактическая подача насоса; Н - глубина спуска насоса по вертикали; А/ - удлинение ствола скважины в месте подвески насоса (для наклонных скважин); дт - теоретическая подача насоса; п - коэффициент подачи насоса.

Для прогнозирования решают систему уравнений (5.1), первое из которых описывает приток жидкости из пласта, а второе - подачу насосной установки. Основную сложность при решении системы вызывает второе уравнение, несмотря на то, что имеется детерминированная математическая модель для прогнозирования подачи штанговой установки. В силу ряда причин в настоящее время эта модель не может быть использована для проведения расчетов с приемлемой для практики точностью. Так, например, для определения утечек жидкости в плунжерной паре А.М. Пирвердяном разработана формула для ламинарной и турбулентной областей. Однако, как правило, не известен зазор между плунжером и цилиндром насоса, а группа посадки, приведенная в паспорте насоса, зачастую не соответствует фактическому зазору, как установлено А. А. Ишмур-зиным. Экспериментальных работ, вносящих ясность, что протекает через зазор - нефть, вода или эмульсия, в зависимости от обводненности и реологических свойств откачиваемой продукции, не проводилось. Также обстоят дела с расчетом утечек через клапаны, влияния деформации штанг, труб и т.д.

Поэтому для более надежного прогнозирования подачи глубинного насоса А.Н. Адонин рекомендует учитывать не поддающиеся расчету объемные потери на основании статистических данных по скважинам залежи. В последующем Ю.Г. Валишин подтвердил эту рекомендацию, получив зависимость коэффициента подачи для СШН на Арланском месторождении.

Исходя из этих предпосылок, для описания зависимости коэффициента подачи насоса от давления в приеме используют уравнение [25]

n = Рпр , (5.2)

с + kp пр

где рпр - давление на приеме насоса; с, k - эмпирические коэффициенты.

Для каждого месторождения определяют свои значения на основе обработки промысловых данных путем построения зависимости коэффициента подачи насоса от давления на его приеме.

Решая систему уравнений (5.1) с учетом (5.2), получаем

Оож = пр(!пл - !м - !пр),

!м = 0,1(Яскб - Ян) Рсм;

Рпр = - Wb 2 + 4kп2р ; (5.3)

b = спр + Ят - пр;

А! = !пл - 0,1(Яскв - Ян) Рсм - !у;

Яскв - глубина до верхних отверстий перфорации по вертикали; !у - давление на устье скважины; рсм - плотность откачиваемой жидкости ниже приема насоса;

Ят =1440nD2Sn, (5.4)

D - диаметр плунжера насоса; S - длина хода полированного штока; n - число качаний головки балансира.

Значения параметров (5.4) определяют режим работы насосной установки.

На рис. 5.35 приведен пример графического решения уравнения (5.1) для трех гипотетических скважин с одинаковым пластовым давлением и различными коэффициентами продуктивности.

Выбор режима откачки и типа оборудования производится с учетом следующих основных требований:

при выборе типа приоритетом пользуются штанговые насосы вставного исполнения, а при наличии осложняющих условий (отложения парафина, гипса, солей, коррозионность среды) следует применять невставные насосы;

искривление ствола скважины в месте установки насоса не