2.2. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ШСНУ

Наиболее общая задача подбора оборудования ШСНУ и установления режима его работы формулируется следующим образом: выбрать компоновку основного оборудования и режим его работы для конкретной скважины или группы скважин таким образом, чтобы обеспечивался заданный отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателях эксплуатации.

Эта задача решается как при проектировании разработки нового нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуатации.

При оптимизации работы эксплуатируемых установок могут возникать более узкие задачи, связанные с подбором только некоторых узлов установки и ее 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 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 и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т.д.).

Существует множество методик подбора ШСНУ к нефтяным скважинам, успешно применяемых в разных нефтяных регионах.

Заимствованная и опробованная в свое время на месторождениях ОАО «Оренбургнефть» методика БашНИПИнефти не нашла широкого применения. Метод расчета подачи штангового насоса в ней основан на использовании эмпирических коэффициентов, полученных для условий Оренбуржья, но из-за многообразия условий методика не всегда дает корректные результаты. Поэтому были разработаны своя методика и программа подбора глубиннонасосного и наземного оборудования, позволяющие рассчитать коэффициент продуктивности по данным динамометрирования; выбрать компоновку ШСНУ; определить коэффициент сепарации газа у приема насоса, давление на входе в насос, потери давления в клапанных узлах, утечки через зазор плунжерной пары, коэффициент наполнения ШГН, коэффициент усадки нефти, подачу и скорость откачки; обосновать конструкцию штанговой колонны; определить потери хода плунжера и длину хода полированного штока, нагрузки, действующие на штанговую колонну, напряжения в штангах; выбрать станок-качалку; рассчитать энергетические показатели работы ШСНУ, показатели надежности и коэффициент эксплуатации.

Преимущества данной методики — возможность оперативного внесения изменений в базу данных технологического оборудования и нахождение оптимального варианта. Такой подход позволяет учесть реальные возможности материально-технического снабжения и сократить номенклатуру применяемого оборудования.

Для решения поставленных задач при подборе ШСНУ необходимо знать или задавать такие параметры, которые характеризуют работу нефтяного пласта.

К таким параметрам относится коэффициент продуктивности скважины, характеризующий интенсивность притока жидкости в скважину и численно равный дебиту ее, приходящемуся на единицу перепада давления между пластом и скважиной.

При линейном законе фильтрации коэффициент продуктивности скважины, т/(сут-МПа),

К = ^Qi~^Ql , (2.16)

^{д д}

где Qi, O2 ^и РсЬ Р<я ~ соответственно дебиты скважин и забойные давления на первом и втором режимах работ.

При нелинейном законе фильтрации определяются постоянные, входящие в уравнение притока. При выборе режима

работ руководствуются следующими положениями: при первом выбирается минимально возможный дебит, втором — дебит увеличивают в 1,5-2 раза. Динамограммы снимают при установившихся режимах работы скважины. При каждом режиме записывают следующие линии: нулевую, веса штанг в жидкости, статической нагрузки в крайнем верхнем и нижнем положениях балансира станка-качалки.

Забойное давление заменяют максимальной статической нагрузкой G_{CT max}, которую можно определить по динамограмме или формуле

^Gra™x = ^G,o^+G_lc ^+Gm ~G,,V (2Л1)

где Gmr — нагрузка от веса колонны штанг в жидкости, Н; G_m — нагрузка от веса столба жидкости, действующей на плунжер, Н; G^ — силы трения, Н; G_nor — сила, действующая на плунжер насоса снизу, или уменьшение нагрузки на головку балансира из-за погружения насоса под динамический уровень жидко-сти, Н.

С учетом этого коэффициент продуктивности скважин

K._l6= ^"Q‘fc‘ , (2.18)

га шах2 га maxl

где F_njI — площадь сечения плунжера насоса, м²; G_{CT max}i и G_CT max2 ~ статические нагрузки в точке подвеса штанг при работе соответственно на первом и втором режимах.

Перечень основных исходных данных, необходимых для подбора оборудования и установления оптимального режима его работы, приведен в табл. 2.6.

Кроме того, при обосновании выбора компоновки ШСНУ необходимо учитывать содержание механических примесей и парафина в продукции скважины.

Для расчета физических свойств продукции используют следующие приближенные зависимости [7, 8].

Количество растворенного в нефти газа Г₀(р) при заданном давлении

= г_о(р_нас)

(Л-Л.)

(2.19)

где Г₀(р_нас) — количество газа, растворенного в 1 м³ нефти при давлении насыщения р_нас, приведенное к нормальным условиям, нм³/м³; р, ро — соответственно текущее и атмосферное давление, МПа; с — эмпирический коэффициент, значение которого для технических расчетов составляет 0,5.

Объемные коэффициенты нефти 6_н(р) и жидкости Ь_ж(р) рассчитывают по формулам

; (2.20)

{ ^di ш — ^д« )

Ь_ж(р) = Ь_н(р)(1 — п_в) + Ь_в(р)п_в, (2.21)

где Ь_я(р), Ь_в(р) — объемные коэффициенты соответственно

Таблица 2.6 Исходные данные для подбора ШСНУ

Параметр	Обозначение	Единица
		измерения
Глубина скважины	Я	м
Внутренний диаметр эксплуатационной	£>эк	мм
колонны
Забойное давление	Рс	МПа
Коэффициент продуктивности скважины		м3/(сут-МПа)
Планируемый дебит жидкости	Ож	м3
Объемная обводненность продукции	пв	—
Плотность дегазированной нефти	Рнд	кг/м3
Плотность пластовой воды	Рв	кг/м3
Плотность газа (при стандартных условиях)	Ргст	кг/м3
Кинематическая вязкость воды	Vb	м2/с
Кинематическая вязкость нефти	Vh	м2/с
Газовый фактор	Го	М3/М3
Давление насыщения нефти газом	Рнас	МПа
Устьевое давление	Ру	МПа
Средняя температура скважины	Т 1 ск	К
Объемный коэффициент нефти	к	Доля ед.

нефти при р = р_нас и воды.

Для технических расчетов Ь_в(р) = 1.

Также необходимо учитывать следующие формулы, применяемые для расчета характеристик газожидкостного потока при текущем давлении я:

расход жидкости, мус,

0_ж(р) = О_ндь_ж(р)(1 — «в); (2.22)

расход свободного газа, м³/м³,

Vrzip) = [л(р,_м)-Л(р, J^%^; (2.23)

расход газожидкостной смеси, м³/м³,

Осм(р) = 0_ж(р) + ^гв(р); (2.24)

плотность газонасыщенной нефти, кг/м³,

/ ч Pta + Ps»A)G>) /

Рн(р) = —— —п—— ‘ (

где Онд ~ дебит дегазированной нефти, м³/с; Г_ск — средняя температура в стволе скважины, К; Г_о = 273 К; z — коэффициент сверхсжимаемости газа, значение которого для этих задач можно принять равным 1.

Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбирается следующим образом:

1. По одной из методик [7, 8] рассчитывают давление в
стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р = 0,2-ь
0,5 МПа, т.е. на некоторое значение принятого давления на
приеме насоса для скважин данного объекта разработки.

2. Определяют глубину спуска насоса. Глубина спуска насоса
L_H и, следовательно, давление на его приеме р_и должны быть, с
одной стороны, достаточными для обеспечения высоких
коэффициентов наполнения, а 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 насоса 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

гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно
практическим рекомендациям А.Н. Адонина, для таких условий
при деби- те скважины менее 100 м³/сут и вязкости

жидкости не более 10~⁴ м²/с ШГН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20—60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15-0,5 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации ШСНУ в различных условиях оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0-2,5 МПа. В среднем оно должно составлять примерно 30 % от давления насыщения нефти газом, т.е.

Рп = 0,Зр_нас. (2.26)

Следовательно, основанные на практическом опыте эксплуатации рекомендации по установлению давления на приеме и глубины спуска насоса могут обеспечить приемлемую точность расчетов только для хорошо изученных месторождений. Поэтому при выборе оптимального типоразмера установки и режима ее работы необходимо задаваться несколькими вариантами возможных глубин спуска насоса и для каждого варианта проводить расчеты.

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

Определяют расход газожидкостной смеси при давлении на приеме насоса р_п по формуле

Осм(Рп) = Ож(Рп) + ^гсв(Рп)- (2-27)

Видоизменяют и ранее приведенные расчетные формулы для Осм(р) с учетом давления на приеме насоса.

3. При выборе типа и размера насоса учитывают состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высоту подъема жидкости.

Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так и невставных насосов, то следует иметь в виду, что первые предпочтительно использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне труб большего диаметра, чем невставные, что требует больших капитальных затрат и амортизационных отчислений.

Группу посадки насоса, определяемую по значению зазора между плунжером и цилиндром, выбирают в зависимости от вязкости, обводненности, температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса. Насосы с более плотной посадкой (0 и 1) рекомендуются для откачки легкой маловязкой нефти при глубине спуска более 1200 м в скважинах с повышенными устьевыми давлениями. Насосы второй группы посадки следует применять для откачки жидкостей малой и средней вязкости с глубины до 1200 м при температуре до 30-40 °С. Насосы третьей группы посадки рекомендуется использовать для откачки высоковязкой нефти, а также жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина.

При скорости откачки Sn < 34 м/мин рекомендуется применять клапанные узлы с одним или двумя шариками, причем последние неприемлемы для скважин с малым погружением насоса под динамический уровень. Клапанные узлы с увеличенным проходным сечением следует использовать при повышенных скоростях откачки Sn > 34 м/мин или повышенной вязкости жидкости.

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА СЕПАРАЦИИ ГАЗА У ПРИЕМА НАСОСА

Коэффициент сепарации газа определяется по формуле [7, 8]

1+0,936. (р, )/ (H_sD

(2.28)

где (/тн — наружный диаметр насосно-компрессорных труб на уровне приема насоса, м; D_3K — внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, м; ca_s — относительная скорость движения газа на участке приема насоса, значение которой определяется по обводненности продукции скважины

а, ={°’°^{2 Wfi} ** *-°’^5; (2.29)

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

^Г0 = ^Го(Рнас) — 1Хо(Рнас) ~ Г₀(р_и)]а_с. (2.30)

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

 (2.31)

Г_о = [Г_о /r_o(p_Hac)]^i/c (р_нас— Ро) + Ро, (2.32)

где с = 0,5.

Затем рассчитывают расходы свободного газа V_TCB(p_u) и газожидкостной смеси О_см(р_Пн)> поступающих в насос, с учетом коэффициента сепарации по формулам

V_{T св}(р_п) = V_{T св}(р_п)(1 — а_с);

(2.33)

Обратите внимание: