книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

В соответствии с рекомендациями настоящего раздела прини­ маем т]эд = 0,75; г]ск = 0,80.

Тогда

/ шсну = 0,46.0,75-0,80 = 0,276; / полн = 1250/0,276 = 4,5 кВт.

По методике Б. М. Плюща и В. О. Саркисяна для условий 1-го варианта выбираем К \ = 9,6, принимаем г)п = 0,97, рассчитываем

Кг = 1,26. Ю-2 . V 0,482 + 0,28 [I + 3,6 - 10-4-2,5-(0,105)2/(0,055)3]г = = 0,93-10-2;

103 / полн = —— (9,6 + 0,93.10-а-10300-2,5/9,8)-0,105 = 3700 Вт=

0,97 = 3,7 кВт.

Расхождение результатов расчета по двум методикам не пре­ вышает 10 % от среднего арифметического их значения.

По таблицам [21 ] выбираем электродвигатель АОП-52-4 с но­ минальной мощностью 7 кВт:

Для 2-го варианта:

т. е. обе методики дали практически совпадающие результаты. Выбираем электродвигатель АОП-52-4 с номинальной мощностью 7 кВт;

221

ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ И КОЭФФИЦИЕНТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ

Вероятную частоту обрывов штанговой колонны, вызванных усталостным разрушением материала штанг для средних по глу­ бине спуска и числу качаний режимов эксплуатации, можно оце­ нить по эмпирической формуле А. С. Вирновского

коэффициенты, зависящие от усталостной прочности материала штанг и свойств откачиваемой жидкости.

При статистической обработке фактических данных было уста­ новлено, что /С для штанг из углеродистой стали, работающих в неосложненных условиях эксплуатации, изменяется в пределах 0,75—1,0, а

С п — 0,533. (9.125)

Для больших глубин и высоких чисел качаний, а также при от­ качке коррозионно-активных жидкостей коэффициента /С>1 и даже К = 2. Для месторождений, сходных по условиям эксплуа­ тации с девонскими месторождениями Башкирии, можно исполь­ зовать следующую эмпирическую формулу:

где А ", В" — числовые коэффициенты, зависящие от диаметра плунжера, значения которых приведены ниже. Значения приведен­ ных напряжений, подставляемые в формулу (9.126), должны иметь размерность мегапаскаль.

Зависимость (9.126) более удобна для использования и сравне­ ния различных режимов работы ШСНУ, чем формула А. С. Вир­ новского (9.124), так как <тпр — обобщающий показатель, завися­ щий от основных параметров режима откачки, глубины спуска, диаметра насоса и конструкции штанговой колонны. Формула (9.126) обеспечивает приемлемую точность при о11рм < 60—70 МПа.

После определения по одной из приведенных формул вероят­ ной частоты обрывов штанговой колонны ср рассчитывают: общее число ремонтов в год Урем, время простоя скважины Трем, связан­ ное с проведением подземных ремонтов скважины (ПРС), межре­ монтный период работы ШСНУ Тирп и коэффициент эксплуатации скважины, г]э, по следующим формулам:

222

чиваемое соответственно на ремонт по ликвидации обрыва штанг; на ремонт, не связанный с ликвидацией обрывов штанг; на ожида­ ние ремонта, ч; Тк, Трем, topr — время, соответственно кален­ дарное, простоя, связанного с ожиданием и проведением капи­ тального или текущего ремонта скважины и оборудования, оргпростоя, не связанного с проведением ремонта, ч.

Величины ппр, tP1, tp 2, tox и topr определяют по фактическим отчетным материалам эксплуатации штангового насосного оборудо­ вания на данном месторождении или рассчитывают по нормативам.

В заключение расчета определяют годовой отбор нефти из сква­

тывая, что применяемый в настоящее время материал штанг ха­ рактеризуется более высокой усталостной прочностью, чем во время

Для штанг из углеродистой стали расчет по обеим формулам дал приблизительно одинаковые результаты. Для штанг из леги­ рованной стали вероятное число обрывов не превышает двух и бо­ лее чем в 3 раза меньше, чем аналогичный показатель для штанг из углеродистой стали. Это убедительно свидетельствует о целесооб­

223

10, ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УЦЭН

Процесс подбора установок ЦЭН для различных условий экс­ плуатации добывающих скважин связан, с одной стороны, с рас­ четом целого ряда характеристик, общих для любого способа экс­ плуатации, с другой стороны, обусловленных только этим способом эксплуатации. Ниже излагается ряд задач, освещающих наиболее важные стороны данной проблемы.

РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО, ДОПУСКАЕМОГО И ПРЕДЕЛЬНОГО ДАВЛЕНИЙ НА ПРИЕМЕ ЦЭН

З а д а ч а 10.1. Рассчитать и сопоставить с фактическими оп­ тимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЦЭН для условий Туймазинского нефтяного месторождения: давление на­ сыщения рнас = 9,6 МПа, вязкость пластовой нефти рНПл = = 2,7 мПа-с, дегазированной р,„д — 9 мПа-с.

224

Результаты экспериментальных исследований представлены ниже.

Под оптимальным давлением на приеме ЦЭН понимается дав­ ление, при котором в продукции имеется такое количество свобод­ ного газа, попадание которого в насос не приводит к практиче­ скому отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа и максимальном к. п. д. насоса.

Как показали исследования, оптимальное давление зависит от давления насыщения, вязкости откачиваемой нефти и обводненно­ сти продукции. Для оценки оптимального давления на приеме ЦЭН ропт могут быть использованы следующие зависимости:

Под допускаемым давлением на приеме ЦЭН рдоп понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество сво­ бодного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значи­ тельному отклонению реальных характеристик насоса от стендо­ вых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую ра­

Под предельным давлением на приеме ЦЭН рпред понимается такое давление, при котором в продукции имеется значительное количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи. При этом к. п. д.=0.

Для оценки предельного давления на приеме рпред можно ис­ пользовать следующую зависимость, справедливую во всей обла­ сти объемного водосодержания п0 = 0 — 1:

для случая, когда коэффициент сепарации газа на приеме насоса равен 0, т. е. весь свободный газ, имеющийся на приеме при дан­ ном давлении, попадает в насос. Исходя из этого, рапт. Рдоп и Рпред, рассчитанные по (10.1—10.5), будут максимальными.

Для условий рассматриваемого примера объемная обводнен­ ность п0 = 0,152.

По результатам промысловых исследований строим зависимость к. п. д. насоса от давления на приеме (рис. 10.1). Как видно, рас­ четные величины достаточно хорошо согласуются с эксперимен­ тальными.

ВЛИЯНИЕ СЕПАРАЦИИ ГАЗА НА ОПТИМАЛЬНОЕ, ДОПУСКАЕМОЕ И ПРЕДЕЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЯ

Зависимость объемного коэффициента нефти от давления пред­ ставлена на рис. 10.2.

Для расчета коэффициента сепарации у приема ЦЭН восполь­ зуемся следующей формулой

где qx — объемный расход жидкости в условиях приема насоса, м3/с; /з — площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2.

З а д а ч а 10.2. Для условий предыдущей задачи оценить влияние сепарации газа у приема ЦЭН на оптимальное, допускае­ мое и предельное давления на приеме, принимая во внимание сле­ дующие данные: внутренний диа­ метр скважины DB„ = 0,1503 м; наружный диаметр насоса dwap н = = 0,114 м; содержание азота в газе однократного разгазирования

= Ю %.

226

рассчитываем для каждой подачи содержание нефти в продукции

Для соответствующих давлений на приеме эти подачи состав­ ляют:

Так как обводненность продукции меньше 0,5, то при расчете коэффициента сепарации принимаем w0 — 0,02 м/с. Определяем соответствующие коэффициенты сепарации:

Для оценки влияния коэффициента сепарации на вычисленные в предыдущей задаче оптимальное, допускаемое и предельное дав­ ления воспользуемся следующей формулой:

Рассчитываем влияние сепарации газа на оптимальное давле­ ние. При обводненности п0 = 0,152 расчетное оптимальное давле­

Для допускаемого давления на приеме рдоп х = 5,45 МПа, аЦ2 =

=0,064, N n,= 10 %. Подставляем данные в (10.10)

ваний, изложенных в задаче 10.1, рассчитать забойные давления для всех режимов исследования, построить индикаторную линию

выноситься вода из скважины на интервале забой—прием при ми­ нимальном дебите скважины, зафиксированном на 6 режиме иссле­ дования Qx = 146,7 м3/сут. Рассчитываем дебит нефти в стандарт­ ных условиях по (10.8)

QHfl= 146,7 (1 —0,152) = 124,4 м3/сут.

228

Рис. 10.4. Индикаторная линия скважины (цифры соответствуют режимам исследова­ ния)

Так как давление у приема насоса на этом режиме исследования р = 3.07 МПа (см. задачу 10.1), то при данном дав­ лении определяем объемный коэффи­ циент нефти Ь„ = 1,122 (см. рис. 10.2).

Рассчитываем число Рейнольдса по нефти ReH [см. уравнение (11.31) в за­ даче 11.9]

ReH= 1,274- <2нд‘6н (р)/[86400-DT"VH(p)j.

Из условий задачи 10.2 DT= 0,1503 м. Из результатов иссле­ дования нефти вязкость ее при давлении рпн = 3,07 МПа и v„ = = 7 • 10-в м2/с (величину vH(р) можно рассчитать, зная количество растворенного при давлении р газа).

Предельное число Рейнольдса по нефти при совместном движе­ нии нефти и воды составляет Renp = 1600 (см. задачу 11.9).

В нашем случае 1956,1>1600, поэтому в соответствии с (11.33) вода в рассматриваемом интервале не накапливается (т. е. плот­ ность водонефтяной смеси в интервале забой—прием на любом ре­ жиме исследования равна плотности водонефтяной смеси в лифте).

Рассчитываем плотность водонефтяной смеси (л0 = 0,152)

Рви = Рид (1 — По) + рв«о = 850-(1 — 0,152) -f 1190-0,152 = 902 кг/м3.

ной смеси в интервале забой — прием можно пренебречь. Рассчи­ тываем минимальное давление на приеме, при котором можно пре­ небречь влиянием на плотность водонефтяной смеси газовой фазы Рпн = 0,4 -9,6 = 3,84 МПа.

Таким образом, для первых пяти режимов влиянием газа на плотность водонефтяной смеси в интервале забой—прием прене­

229

В результате получаем параметры, приведенные ниже.

По результатам расчета строим индикаторную линию скважины <2ж = / (Ар) (рис. 10.4). Данные по Qx берем из условий задачи 10.1 Рассчитываем коэффициент продуктивности скважины К

=* 12,72 МПа.

Таким образом, для 6 режима при рп„ = 3,07 МПа влиянием свободного газа на плотность водонефтяной смеси в интервале за­ бой-прием также можно пренебречь.

РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ ПЛАСТ-СКВАЖИН А-НАСОС—ЛИФТ

З а д а ч а 10.4. Рассчитать и построить характеристику си­ стемы пласт—скважина—насос—лифт для условий, представлен­ ных ниже.

Скважина Туймазинского нефтяного месторождения эксплуа­ тируется установкой ЦЭН, состоящей из насоса ЭН-160-750 и элек­ тродвигателя ПЭД-35. Установка спущена на НКТ с внутренним

подъема заданного объема жидкости Qx из скважины от динами­ ческого уровня ЯдИН до устья скважины с преодолением противо­ давления на устье ру (Яу) и динамических сопротивлений в подъем­ ной колонне £ р (£Я). Если в продукции скважины имеется раст­ воренный или свободный газ, то он, выделяясь и расширяясь в

230