Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

Содержание  
 

1. Эксплуатация  скважин штанговыми насосными установками...................1
2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ……………………………….....2
3. Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса…………………....5
4. Определение давления на выходе насоса……………………………….….6
5. Определение потерь давления в клапанных узлах………………………....7
6. Расчет утечек в зазоре плунжерной пары………………………………...…8
7. Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса……………..…….9
8. Расчет коэффициента усадки нефти…………………………………….….13
9. Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки………………….…13
10. Литература…………………………………………………………………..15

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Эксплуатация  скважин штанговыми насосными установками

    Наиболее  общая задача проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (ШСНУ) формулируется следующим образом:

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

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

    При оптимизации работы уже эксплуатируемых установок решаются более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.

    При проектировании эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом выбирают типоразмеры станка-качалки и  электродвигателя, 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 подбирают газовые  или песочные якори или другие специальные приспособления.

    Основные  исходные данные для нескольких расчетных  вариантов приведены в табл. 1. Первый вариант характерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором, второй - для обводненной нефти со средним по величине газовым фактором, а третий - для высоковязкой нефти. Известно, что высоковязкие 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 зависимостям, приведенным в гл. 1.

    Для расчета физических свойств продукции  используют следующие приближенные зависимости.

    Количество  растворенного в нефти газа Г_о(р) определяют по формуле  

                                           

                        (1) 

    где Г_о(р_нас) - количество газа, растворенного в 1 м³ нефти при давлении насыщения р_нас, приведенное к нормальным условиям, м³/м³; р, р₀  - соответственно текущее р_нас р р₀  и атмосферное давление, МПА, с - эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами вариантов принимаем равным с₁=с₂=0,5.

    Объемные  коэффициенты нефти b_н(р)и жидкости b_ж(р) рассчитывают по следующим формулам: 

                                    

                        (2) 
 

                                       

                                              (3) 

    где b_н, b_в(р) - объемный коэффициент нефти при р=р_нас и воды соответственно. В дальнейших расчетах принято, что b_в(р)=1.

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

    расход  жидкости, м³/с 

                                Q_ж(р)=Q_нд b_ж(р)(1 - β_в);                                                 (4) 

    расход  свободного газа, м³/м³ 

                       V_гв(p)=[Г₀(р_нас)-Г₀(р)]zp₀T_cкQ_нд /(рТ₀);                                     (5) 

    расход  газожидкостной смеси, м³/м³ 

                                Q_см(р)= Q_ж(р)+ V_гв(p);                                                 (6) 

    плотность газонасыщенной нефти, кг/м³ 

                             ρ_н(p)=[ρ_нд+ρ_{г ст}Г₀(р)]/b_н(р),                                             (7) 

    где Q_нд = Q_жд(1 - β_В) - дебит дегазированной нефти, м³/с; Т₀=273 К; Т_скв - средняя температура в стволе скважины, К; z - коэффициент сверхсжимаемости газа, величина которого в дальнейших расчетах этой главы принята z=1.

     

    Обоснование выбора компоновки ШСНУ

    Вариант компоновки ШСНУ включает следующие  параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса (ШСН) L_н , диаметр D_пл и тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессорных труб.

    Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбираем следующим  образом.

1. По одной из методик, изложенных в гл. 5, рассчитываем распределение давления в стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р =0,2 - 0,5 МПа.
2. Определяем глубину спуска насоса.

    Глубина спуска насоса L_н и, следовательно, давление на его приеме р_пн должны быть, с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффициентов наполнения, с другой - по возможности 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 очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси.

    Если  свободного газа в откачиваемой смеси  мало, что наблюдается, например, при  высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости 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 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 соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15 - 0,50 МПа.

    При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается  весьма сложным заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого нефтяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса. Так, для условий девонских месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа, для угленосных, типа Арланского, около 3,0 МПа.

    Г.Н.Суханов  считает целесообразным принимать:

     

                                        р_пн ≈ 0,3 р_нас.                                                        (8) 

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

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

    Задача 1. Выбрать компоновку ШСНУ.

    Решение. В соответствии с вышеизложенными  рекомендациями выбираем следующие  давления на приеме насоса:

    для откачки смеси с высоким газосодержанием  р_пн1 ≈ 0,3  р_нас=0,3∙13≈4 МПа; 

    По  соответствующим графикам распределения давления по стволу скважины для каждого из расчетных вариантов определяем глубину, на которой давление соответствует выбранному на приеме насоса для каждого расчетного варианта: L_н1=1200 м, L_н2=900 м.

3. Определяем расход газожидкостной смеси при давлении р_пн по (1) - (8).

 

                             Q_нд = 1,5∙10^-4(1 - 0,1)=1,35∙10^-4м³/с;  

                                                 

                                                 

                                Q_ж(р_пн)=1,0819∙1,35∙10^-4/(1 - 0,1)=1,62∙10^-4 м³/с;                       

                                                

                               V_гсв(p_пн)=(60-33)1∙0,1∙330∙1,35∙10^-4/4,0∙273=1,1∙10^-4 м³/с; 

                               Q_см(р_пн)= 1,62∙10^-4+1,1∙10^-4=2,72∙10^-4 м³/с=23,5 м³/сут;                

4. Выбираем  диаметр скважинного насоса. Для  этой цели используем диаграмму А.Н.Адонина.

По  диаграмме для станков-качалок  выбираем: Q_см(р_пн) ≈ 23,5 м³/сут и L_н=1200 м насос диаметром D_пл=43 мм.

5. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой 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. 2.

    Насосы  НСН, НСНА, НСВ предназначены для  откачки жидкости 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 насосов устанавливают также предельную минерализацию воды - 200 мг/л; объемное содержание сероводорода - не более 0,1 % и рН - не менее 6,8.

    Для эксплуатации скважин с различной  геологопромысловой характеристикой  и глубиной подвески насоса выделяются следующие 4 группы посадки.

    Группа  посадки…………………………... 0               I             II           III

    Зазор на сторону, мкм………………….0 - 22,5    10 - 35    35 - 60    60 - 85 

    Насосы  с группой посадки 0 и I применяют для откачки маловязкой нефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с повышенными 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 веществ и песка.

    При повышенных скоростях откачки  Sn>34 м∙мин^-1 или высокой вязкости жидкости необходимо выбирать насосы с клапанными узлами увеличенного проходного сечения. Здесь S - длина хода полированного штока, м; n - число качаний балансира мин^-1. В соответствии с вышеизложенными для рассматриваемых расчетных вариантов могут быть выбраны следующие насосы.

6. Выбираем колонны насосно-компрессорных труб.

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

    Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера ШСН  согласно табл. 4.

    В соответствии с табл. 4 для 1-го варианта выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.

    При откачке высоковязкой жидкости для  снижения гидродинамического трения штанг  целесообразно выбирать НКТ с  условны диаметром н 1-2 размера  большим, чем рекомендуемой в  табл. 4.

    Во  всех расчетных вариантах могут быть использованы трубы гладкие или с высаженными наружу концами из стали группы прочности Д (см. табл.3).  

    Расчет  коэффициента сепарации  газа у приема насоса

    Задача 2. Рассчитать коэффициент сепарации  газа у приема насоса.

    Решение. Коэффициент сепарации газа у приема ШСН определяем по приближенной формуле 

                                                                          (9) 

    где D_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, м; D_тн - наружный диаметр насосно-компрессорных труб на уровне приема насоса, м; ω_s - относительная скорость движения газа на участке приема насоса.

    Если  экспериментальные данные отсутствуют, то в первом приближении может  быть использована следующая зависимость:

                           0,02 м/с при В≤0,5,

                            ω_s=    0,17 м/с при В>0,5. 

    Вследствие  сепарации части свободного газа у приема насоса изменяется газовый  фактор жидкости, поступающей в насос  и НКТ (так называемый «трубный»  газовый фактор), который определяют по формуле 

                                                      (11)

    предполагая состав газа неизменным, скорректированное  значение давления насыщения р_нас, соответствующее «трубному» газовому фактору, определяется из условия  

                                                                                            (12)

    или по следующей формуле: 

                                            (13) 

    Затем рассчитаем расход свободного газа и газожидкостной смеси , поступающих в насос, т.е. с учетом коэффициента сепарации  

                                                                    (14) 

                                                             (15)

    Подставим в формулу (9.9) - 9.15) числовые значения величин для 1-го расчетного варианта: 

                        

                       м³/м³; 

                      МПа; 

                         м³/с; 

                        м³/с=16,41 м/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 необходимо учесть, что продукция движется по кольцевому зазору между трубами и насосными штангами.

    Задача 3. Определить давления на выходе насоса.

    Решение. Давление на глубине спуска насоса L_н, определяемое по соответствующей кривой распределения, принимаем за давление на выходе насоса; р_вн =9,6 МПа.

    Далее рассчитываем характеристики продукции, поступающей из насоса в колонну НКТ при ходе нагнетания, т.е. при р_{вн і} , по (1) - (8), аналогично тому, как это было сделано ранее для давления р_{пн і} .

    Для 1-го варианта р_{вн і} < , следовательно в продукции имеется свободный газ:  

    b_н(р_вн)=1+ (1,28 - 1)[(9,6- 0,1)/(13,0 - 0,1)]^0,25=1,43; 

    b_ж(р_вн)=1,43(1 - 0,2) + 1∙0,2=1,3; 

    Q_ж(р_вн)=1,3∙1,35∙10^-4/(1 - 0,2)=2,2∙10^-4 м³/с; 

    Г₀(р_вн)=60[(9,6 - 0,1)/(13,0 - 0,1)]^0,5=48,3 м³/м³; 

     1,35∙10^-4(52,71-48,3)∙1∙0,1∙330/(9,6∙273)=0,075∙10^-4 м³/с; 

       (1,1+0,075)∙10^-4=1,075∙10^-4 м³/с=10,15 м³/сут. 

    Определение потерь давления в клапанных узлах

    Расчет  максимального перепада давления р_кл, возникающего при движении откачиваемой продукции через клапанные узлы насоса, основан на результатах работ А.М.Пирвердяна и Г.С.Степановой. В расчетах принято, что при наличии в потоке жидкости потока свободного газа в качестве расчетной используется максимальная абсолютная скорость течения смеси через отверстие седла клапана, а при откачке обводненной смеси не образуется высоковязкая эмульсия.

    Расчет  потерь давления р_кл ведется в следующем порядке.

    Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны определены в задачах 2 и 3: 

                                    

    Максимальная  скорость движения продукции в отверстии седла клапана с учетом неравномерности движения плунжера и соответствующее этой скорости число Рейнольдса Re_кл равны соответственно  

                                                                                       (16) 

                                                                                   (17) 

    где d_кл - диаметр отверстия в седле клапана, м; υ_ж - кинематическая вязкость жидкости, м²/с. В качестве υ_ж выбирается вязкость того из компонентов, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее.

    Задача  4. Определить потери давления в клапанных узлах.

    Решение. Для 1-го варианта

    Q_{кл вс}=1,9∙10^-4 м³/с,

    Q_{кл н}=1,175∙10^-4 м³/с.

    υ_{max вс} =4∙1,9∙10^-4/(0,02)²=1,9 м/с;

    υ_{max н} =4∙1,175∙10^-4/(0,011)²=1,72 м/с;

    Re_{кл вс} =1,9∙0,02/(2∙10^-6)=2∙10⁴;

    Re_{кл н} =1,175∙0,025/(2∙10^-6)=1,81∙10⁴. 

    По  графикам Г.С.Степановой определяем коэффициент  расхода клапана ξ_кл в зависимости от числа Рейнольдса, вычисленного по (17) (рис. 3 кривая 1) ξ_{кл вс}=ξ_{кл н}=0,4.

    Перепад давления в клапане рассчитываем по формуле 

                                                                                 (18) 

    где ρ_жд - плотность дегазированной жидкости.

     

                      ρ_жд=ρ_нд(1-β_в)+ρ_вβ_в=800(1-0,1)+1000∙0,1=860 кг/м³;             (19) 

                    =(1,9)²∙860/(2∙0,4²)=0,9∙10⁴ Па≈0,01 МПа;

                    =(1,72)²∙860/(2∙0,4²)=0,8∙10⁴ Па≈0,008 МПа. 

    Затем рассчитываем давления в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

                     р_{вс ц}=р_пн - р_{кл вс}=4,0-0,01=3,99 МПа;                                     (20) 

                    р_{н ц}=р_вн - р_{кл н}=9,6+0,008=9,608 МПа.                                       (21) 

    Расчет  утечек в зазоре плунжерной пары

    На  стадии проектирования штанговой насосной эксплуатации, когда еще не известен режим откачки, утечки в зазоре плунжерной пары нового (неизношенного) насоса рассчитываем по формуле А.М.Пирвердяна: 
 

                                                      (22) 

    где  ρ_ж, υ_ж - плотность и кинематическая вязкость откачиваемой жидкости; l_пл - длина плунжера, м (для серийных насосов l_пл=1,2 м); - зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении, м; С_э - относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, т.е. отношение расстояния между их центрами к величине (0≤С_э≤1).

    Формула (22) справедлива для ламинарного режима течения жидкости в зазоре, причем условие сохранения этого режима согласно имеет следующий вид: 

                               Re=q_ут/(πD_пл υ_ж) ≤ Re_кр=10³,                                        (23) 

    где Re_кр - критическое значение числа Рейнольдса.

    При турбулентном режиме течения жидкости в зазоре утечки можно приближенно  определить по следующей зависимости: 

                              q_ут=4,7πD_пл [δ³(р_вн-р_{вс ц})/(l_плρ_ж)]^4/7∙1/υ^1/7_ж                     (24)      

    После выбора режима откачки, когда известны длина хода плунжера S_пл и число двойных ходов плунжера в секунду N, можно уточнить объем утечек по следующей формуле: 

                                                                           (25) 

    Оценим  утечки для каждого из расчетных  вариантов. Предварительно принимаем: Сэ=0,5 - среднее значение для всех вариантов: δ₁=0,25 10^-4 м, δ₂=0, 5 10^-4 м, δ₃=0,75 10^-4 м в соответствии с выбранной в задаче 9.1 настоящего раздела группой посадки насоса; υ_ж1= υ_в1; υ_ж2= υ_в2, так как вследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом накапливается вода, υ_ж3= υ_н.

    Задача  5. Рассчитать утечки в зазоре плунжерной пары.

    Решение.

     м³/с.

    Проверим  характер течения в зазоре 

    

    Следовательно, режим течения жидкости в зазоре - ламинарный. 

    Расчет  коэффициента наполнения скважинного насоса

    влияние свободного газа, поступающего в цилиндр  насоса, на его подачу оценивают  коэффициентом наполнения η_нап: 

                                       η_нап=V_ж(р_пн)/V,                                                          (26) 

    где V_ж(р_пн) - объем жидкости, поступающей в цилиндр насоса из скважины в течение хода всасывания при давлении р_пн ; V=F_плS_пл - объем, описываемый плунжером при всасывании; S_пл - длина хода плунжера.