Подбор штанговых насосных установок, дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов

Подбор типоразмера ШГН к конкретной скважине, расчет технологи­ческого режима работы скважины и параметров погружного оборудова ния производятся ответственными специалистами с помощью существующих в акционерном обществе методик на основании данных нефтепромысло­вого комплекса «Альфа».

Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса, опреде­ление глубины спуска, правильность компоновки и необходимость при­менения дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготовленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз» несет ведущий инженер (ведущий технолог) ЦДНГ, ответственность за отбор расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт несет гео­лог ЦДНГ.

Подбор типоразмера насоса производится с учетом следующих факторов:

– возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактичес ком коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;

– для скважин, вскрывших чисто нефтяные пласты, депрессия должна соответствовать проекту разработки и не приводить к снижению давле­ния в призабойной зоне ниже давления насыщения (определяет геолог ЦДНГ);

– при наличии не вскрытого перфорацией водоносного или газоносного пластов выше или ниже продуктивного объекта перепад давлений на 1 метр разобщенного интервала не должен превышать 1,5 МПа;

– критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины, вскрывших водоплавающие и газонефтяные залежи, определяются отде­лом разработки (геологом цеха) на основании опыта эксплуатации скважин с идентичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны;

– условия эксплуатации УШГН должны соответствовать гарантийным требованиям заводов-изготовителей.

Основные положения подбора скважинных штанговых насосных уста­новок приведены ниже.

1. По исходным данным (пластовые и скважинные условия, заданный дебит) определяем динамический уровень. При этом учитывается «водяная подушка», остающаяся на участке «забой скважины – прием насоса» после проведения подземного ремонта скважины, и переменная плотность смеси «вода – нефть – газ».

Плотность смеси ρ_см определяется по исходным данным (плотность нефти, газа и воды, обводненность, газовый фактор, пластовые тем­пература и давление, геотермический градиент, давление насыщения, кривая разгазирования). Кривая разгазирования характеризует со­держание свободного газа в смеси «вода – нефть – газ» и задается

выражением:

где: Г – содержание свободного газа (в долях единицы), k – степень кривой разгазирования, P – давление в данной точке, P_нас – давление насыщения.

Промысловые эксперименты позволяют определить степени кривых разгазирования для нефтей продуктивных горизонтов и пластов разных месторождений (табл. 6).

Таблица 6

Техника и технология добычи нефти

2. Используя коэффициент сепарации и допустимую величину свобод­
ного газа на приеме насоса, определяем минимально возможную глубину
спуска насоса. Данная глубина индивидуально определяется регламентом
нефтедобывающего предприятия, одним из критериев является содержание
свободного газа на приеме насоса. Таким образом,

где: Р - давление в точке подвески насоса;

Г_мдк- максимально допустимое содержание газа на приеме насоса.

3. По заданному дебиту определяем типоразмер базового скважинного насоса. Из формулы О_ид = 1 440 ■ ti • F _эс• S • п для насосов обычного испол­нения принимаем, что среднее число качаний: п = 6,0 в мин; средняя длина хода: S = 2,5 м, коэффициент подачи нового или отремонтированного насоса: г| = 0,8. После расчета диаметра и выбора стандартного типоразмера насоса выбираем два-три соседних типоразмера (в большую и меньшую сторону) и определяем для них скорость откачки: п • S.

4. По типоразмеру насоса и глубине спуска определяем (предвари­тельно) максимальные и минимальные нагрузки в точке подвеса штанг по формулам:

Р =Р+Р+Р+Р+Р +Р

max шт ж виб ин жтр мехтр

P = P– (P + P) – P – P

min шт виб ин мех.тр. ж.тр.

где: P_шт= Σ q_i ⋅ L_i ⋅ g ⋅ K

где: q_i – масса 1-го метра штанг;

L_i – длина ступени штанг; i =1 и 2;

■^■ИУГ ---- I jM.

Per

коэффициент Архимеда;

L = L -(1– К );

2 подв нас

L= L К ;

1 подв нас

К

коэффициент, равный диаметру рассматриваемого насоса в мм,

поделенный на 100;

Р= (р •/-/ -g + P-F

для насосов обычного исполнения;

ж ^, ж дин буф ) н

Р = (р Н • О + Ря ) • (F ж , ж пин & бгаз

F_нас ) – для насосов исполнения ННД

буф

нас 1

и ННГ, где: Нди P

динамический уровень;

_буф буферное давление; F_нас – эффективные площади плунжеров рассматриваемого насоса;

Р_а*;=ап. Jat-A/S РилРх,

где: а и а - кинематические коэффициенты станка-качалки,

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

m

■У¥

а>

2- п

ео ■

где n – частота ходов в минуту;

 

 

Лит —

Р* L

площадь поперечного сечения нижней ступени колонны штанг; площадь поперечного сечения верхней ступени колонны штанг.

площадь поперечного сечения материала колонны НКТ.

1_r2b^_s+10.3feE)k«'S.n,

где: P

P = P+ P ,

мех.тр. тр.пл. тр.шт.

механическое трение плунжера о цилиндр,

P

P

гр.шт.Т

rp.mr.i

X{0,25 sin[y ИР + Р )};

^ *max i^J *■ шт _i ж

^{0,25 sin[y ).[Р )},

^ *max i^J *■ шт _i

где у

телесный угол искривления ствола скважины на г-м участке.

5. По максимальной нагрузке выбираем типоразмер станка-качалки и уточняем параметры работы установки – частоту и длину ходов (выбираем ближайшие параметры работы установки из возможных).

6. По уточненным параметрам работы и кинематическим коэффици­ентам СК определяем точные значения сил при ходе вверх и вниз с учетом сил трения. Уточненные коэффициент трения и силу трения при этом рас­считываем по формуле:

Техника и технология добычи нефти

Ртр шт =/тр ■ N, ■ sirn,; т = yV-i-4^,

где: а - зенитный угол, р - азимутальный угол; а. = а.₊₁ -а.,

7. По величине силы трения в нижней части колонны штанг и силам сопротивления в скважинном насосе (трение в плунжерной паре и противо­давлении клапана) определяем длину «тяжелого» низа из штанг диаметром 19, 22, или 25 мм:

L =

r^-i ⁺ ^гр лл ⁺ ^V гр i ⁺ '"гр и,г I

Уточняем этот вес после округления длины «тяжелого» низа:

^pr_nxi= L8-K_aPX-q-9-