Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

где   i=1,2,3.

Максимальное абсолютное отклонение реального коэффициента наполнения от вероятного определится

                                   

.                                          (3.32)

Для учета усадки нефти  в насосе при изменении давления от до давления в сепарирующем устройстве вводится коэффициент, учитывающий усадку нефти

                    

,              (3.33)

где     - коэффициент усадки нефти от давления до .

С     учетом     определенного     коэффициента    наполнения    насоса    далее рассчитывается производительность насоса, обеспечивающая запланированный объем добычи нефти

                                              

  .                                      (3.34)

Как   известно,   минутная   производительность   насоса   определяется   по формуле

                               

.                                       (3.35)

Задаваясь величиной  диаметра насоса и числом качаний n, начиная с минимальной величины , которая определяется на действующих стандартов на станки-качалки, рассчитываем длину хода плунжера

                                   

   .                                     (3.36)

Если получившаяся длина  хода плунжера оказалась больше, чем  максимально допустимая, которая  выдается, исходя, из параметров станков-качалок нормального ряда, то число качаний увеличивается на 1 и расчет величины S повторяется.

В случае, когда условие  не может быть выполнено одновременно с условием , то требуемая производительность не может быть обеспечена насосом заданного диаметра с помощью существующих станков-качалок и расчет повторяется при новом - большем значении .

3.1.7 Определение коэффициента  подачи насосной установки по  номограммам.

Определение коэффициента подачи насоса, учитывающего упругие  удлинения насосных труб и штанг, требует длительных расчетов. Для  облегчения и ускорения расчетов можно пользоваться номограммами (рис. 3, 4), построенными с использованием следующих формул.

1. Коэффициент подачи, учитывающий упругие удлинения  насосных труб и штанг от  действия статических сил

                     

.                            (3.37)

2. Коэффициент подачи, учитывающий выигрыш хода за счет инерционных сил

                                  

.                                         (3.38)

Общий коэффициент подачи   .                                  (3.39)

В формулах (3.38), (3.39) L-глубина спуска насоса, м; - длина хода головки балансира, м; n-число ходов насоса в минуту; - вес столба жидкости над плунжером насоса, Н; - сечение насосных штанг, см²; -площадь сечения насосных труб, см²; Е - модуль упругости металла, Па; - сумма значений для ступенчатой колонны насосных штанг.

 

 

 

Рисунок 3.2 - Номограмма для определения коэффициента подачи    

насоса h

Номограммы дают возможность определять отдельно значения и . Номограмма построена следующим образом: на оси абсцисс квадранта 1 отложены значения . В квадрате I нанесены линии, соответствующие разным диаметрам насосных труб, а в квадранте II – величинам Р_ж в квадранте III приведены значения SQ и в квадранте IV - величины L и . В номограмме нанесены значения n и L для определения . В случае применения ступенчатой колонны штанг необходимо вычислить среднюю площадь сечения штанг и найти .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.3 - Номограмма для определения коэффициента

         подачи насоса

 

         Вес жидкости определяется по формуле

                 

   ,                                        (3.40)

или

                 

,                                                  (3.41)

где          — давление жидкости в насосных трубах над плунжером, Па;

       — давление всасывания насоса, Па;

       F — площадь сечения плунжера насоса, м²;

    — сумма сил гидравлического трения в трубах и трения плунжера в цилиндре насоса, Н;

     — глубина до динамического уровня, м;

     — плотность жидкости, кг/м³.

         3.2 Расчёты по оптимизации работы скважин оборудованных ШСНУ

Исходные данные для расчета по оптимизации работы скважины приведены в таблице 3.1 и таблице 3.2

Таблица 3.1

Исходные данные по оптимизации  работы скважин оборудованных ШСНУ

№СКВ	Эксплуатационная колонна, м	Забой, м	Гл. спуска насоса, м	нкт, м	Штанги, шт.	Тип насоса	Длина хода, м	Число качаний, мин	Нст,  м	Рпл, атм.	Ндин, м	Qж, т/ сут.	Qh, т/сут.	Qb, т/сут.
80	168 мм -1842	1847	1716,0	60,3 - 984 73,0  - 732	202	НГВ-28	1,6	6	987	70	1300	0,6	0,3	0,3
92	168 мм -1935	1819	1788,4	73,0 -1788,4	228	НГВ-28	1,5	6	618	99	1048	0,5	0,3	0,2
229	168 мм -1859	1745	1686,98	60,3 -943,2 73,0  - 743,8	160	НГВ-28	1,6	5	750	82	1079	0,6	0,3	0,3

 

Расчёт по методике Девликамова-Зейгмана выполнен на ЭВМ по

программе «Shsnu» .Расчёт приведен в приложении Д.

Результаты расчета  приведены в таблице 3.3

Определение коэффициента подачи насосной установки по номограммам:

Таблица 3.2  

Данные для расчета  на ЭВМ по программе ШСНУ

№ скв	ρн, кг/м3	ρг кг/м3	ρв кг/м3	ρж кг/м3	G м3/м3	Тср    К	Рз МПа	Рп МПа	Рвкд МПа	Рпоп МПа	Рвык МПа
80	826	0,803	1150	988	98,4	316	5,32	4,1	12,7	1,2	13,8
92	841	0,803	1150	965	98,4	317	7,29	7,0	10,2	3,2	13,2
229	842	0,803	1150	996	98,4	318	6,50	5,9	10,8	1,6	13,4

 

1) Скважина №80

Плотность жидкости = 988 кг/м³;

Вес жидкости Р_ж=8000 Н;

Для штанг диаметром 19 мм  и 22 мм  = 0,30;

Определяем по номограмме коэффициент подачи насоса (рисунок 3.2) в следующем порядке:

Откладываем на оси абцисс величину = 0,3. Далее из этой точки проводим вертикаль до пересечения с линией диаметра насосных труб 50,3 мм, затем горизонталь влево до пересечения с линией  Р_ж = 8,0 кН. Из этой точки проводим вертикаль вниз до пересечения с линией S_б=1,6 м в квадранте 3 и горизонталь вправо до пересечения с линией L=1716 м, в квадранте 4. Вертикаль проведенная из этой точки вниз соответствует значению = 0,79. По номограмме (рисунок 3.3) для значений n=6 и L=1716 м определяем коэффициент подачи насоса = 0,04.

Общий коэффициент подачи = 0,79+0,04=0,83.

2) Скважина №92

Плотность жидкости = 965 кг/м³;

Вес жидкости  Р_ж=8000 Н;

Для штанг диаметром 19 мм и 22 мм = 0,30;

Определяем по номограмме коэффициент подачи насоса (рисунок 3.2) = 0,88;

По номограмме (рисунок 3.3) для значений n=6 и L=1788,4 м определяем коэффициент подачи насоса = 0,05;

Общий коэффициент подачи = 0,88+ 0,05 = 0,93.

3) Скважина №229

Плотность жидкости = 996 кг/м³;

Вес жидкости Р_ж= 6200 Н;

Для штанг диаметром 19 мм и 22 мм = 0,30;

Определяем по номограмме коэффициент подачи насоса =0,89 (рисунок 3.2);

По номограмме (рисунок 3.3) для значений n=5 и L=1686,98 м определяем коэффициент подачи насоса = 0,03;

Общий коэффициент подачи =0,89+0,03=0,92.

3.3 Причины  подземных  ремонтов  и  способы  их  устранения.

   Основными причинами  осложнений работы скважин оборудованных  ШСНУ на месторождении Избербаш  являются отложения парафина  и поступление в скважину большого  количества свободного газа.

   Для борьбы  с этими негативными факторами существуют различные методы.

Для уменьшения вредного влияния газа на работу ШСНУ рекомендуется  применять глубинные насосы с  уменьшенным вредным пространством, удлинение длины хода плунжера или  увеличение глубины спуска насоса. В НГДУ «Дагнефть» наибольшее распространение получило применение защитных приспособлений на приеме насоса – газовых якорей.

Таблица 3.3

Результаты расчета  ШСНУ

 

Показатель	Фактические			Расчетные
	Скв. №80	Скв. №92	Скв. №229	Скв. №80	Скв. №92	Скв. №229
1.Тип станка качалки	6СК-2.1-2500	6СК-2.1-2500	6СК-2.1-2500	5СК6 -1.5-1600	5СК6 -1.5-1600	5СК6 -1.5-1600
2. Средний коэффициент наполнения насоса	0.37	0.30	0.49	0.53	0.60	0.59
3. Длина первой ступени колонны штанг, м	1047.24	1788	1687	745.06	1388	727.71
4. Длина второй ступени колонны штанг, м	634.46	-	-	636.64	-	574.83
5. Длина утяжеленного низа,  м	34.29	0.15	0.13	34.28	0.12	34.45
6. Коэффициент подачи ШСНУ	0.35	0.32	0.31	0.43	0.44	0.46
7. КПД подземной части	0.52	0.54	0.56	0.61	0.71	0.61
8. КПД ШСНУ	0.43	0.38	0.35	0.48	0.45	0.48
9. Суточный расход электро- энергии,  Квт·час	19.81	30.48	38.00	14.73	17.90	29.04
10. Частота обрыва штанг, обр./год	0.43	0.63	1.04	0.47	0.62	0.43
11. Дебит скважины, м3/ сут	0,713	0,594	0,713	1,150	0,957	1,43

 

 

 

Принцип действия газового якоря заключается в изменении направления движения жидкости внутри якоря. При изменении направления струи газ частично отделяется от нефти и уходит в затрубное пространство, а жидкость поступает на прием насоса. В НГДУ «Дагнефть» в основном применяют четырех секционные газовые якоря. Применение якорей на приеме насоса снижает количество отложений на трубах  т.к. процесс сепарации газа в НКТ сопровождается снижением температуры нефти и интенсификацией отложений парафина. Отложение парафина в НКТ вызывает уменьшение проходного сечения НКТ и как следствие снижения дебита, вплоть до прекращения подачи (парафиновые пробки) или прихвата штанг, что требует ремонта скважин.

Отложения парафина сильно сокращают межремонтный период и затрудняют сам подземный ремонт. При подъеме штанг плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок труб и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая иногда уплотняется настолько, что подъем колонны штанг становится невозможным. 

Для удаления парафина со стенок НКТ применяют механические

скребки установленные  на колонне штанг, нагрев труб горячей  нефтью, паром или электрическим  током  – электродепарафинизация.

При применении скребков, на базе канатной подвески устанавливают штанговращатель, который при ходе штанг вниз проворачивает их на определенный угол. Это необходимо для создания условий нормальной работы скребков.

Также в НГДУ «Дагнефть» широко применяют различные ингибиторы парафиноотложений и НКТ с  остеклованной внутренней поверхностью или покрытые эмалью. Это предотвращает отложение парафина на стенках труб или уменьшает интенсивность отложения парафина тем самым, увеличивая межремонтный период работы скважины.         

 

 

Выводы к разделу

По результатам расчетов для трех скважин №80, №92 и №229 подобраны насосы НСВ1 и станки-качалки типоразмером 6СК-2.1-2500 и 5СК6-1.5-1600. Частота обрыва штанг по скважине №80 - 0,47, по скважине №92 -  0,62, по скважине №229 – 0,43. В скважинах №80 и №229 колонну штанг принимаем двухступенчатой: диаметр колонны штанг 22мм и 19мм соответственно, а скважине №92 колонна штанг одноступенчатая, диаметром 22мм.

Так как на месторождении  высокий газовый фактор, то с целью  более полного использования  объема цилиндра насоса, предлагается устанавливать газовый якорь на прием насоса. Это также приведет и к увеличению межремонтного периода, т.к. в процесс разгазирования понижает температуру в НКТ, что приводит к ускорению процесса кристаллизации. Так же предлагается использование ингибиторов парафиноотложений  и остеклованных труб НКТ.