Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных

• Название: Насосных
• Дата: 09.02.2021
• Размер: 1.96 Mb.
• Имя файла: Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков .doc
• Тип: Документы; #175087
• страница: 19 из 23

Г л а в а 7

ВЫБОР НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА РАБОТЫ ШТАНГОВЫХ УСТАНОВОК

При эксплуатации ННС возникает ряд проблем, связанных с обеспечением, с одной стороны, максимального дебита скважин, а с другой - достаточной надежности в работе оборудования.

Один и тот же дебит скважины в общем случае можно обес­печить множеством различных режимов работы насосного обо­рудования. Среди этого множества существует и оптимальная область, индивидуальная для каждой конкретной скважины. За­дача выбора насосного оборудования и режима откачки сводится к максимизации дебита скважины.

Расчет максимально возможных отборов жидкости из скважины при сохранении достаточной надежности работы насосного
оборудования определяется условием совместной работы системы пласт-насос-лифт:

(146)

где Q_пл - приток жидкости из пласта; К_пр - коэффициент продуктивности скважин; р_пл - пластовое давление; р_заб -забойное давление; Q_H - фактическая подача насоса; Н - глу­бина спуска насоса по вертикали; ∆l - удлинение ствола скважины в месте подвески насоса (для наклонных скважин); q_т - теоретическая подача насоса; η - коэффициент подачи насоса.

Для прогнозирования дебита решают систему уравнений (146): первое из которых описывает приток жидкости из пласта, а второе - подачу насосной установки. Основную сложность при решении системы вызывает второе уравнение, несмотря на то, что имеется детерминированная математическая модель для прогнозирования подачи штанговой установки. В силу ряда причин в настоящее время эта модель не может быть использована для проведения расчетов с приемлемой для прак­тики точностью. Так, например, для определения утечек жидкости в плунжерной паре A.M. Пирвердяном разработана формула для ламинарной и турбулентной области. Однако, как правило, не известен зазор между плунжером и цилиндром насоса, а группа посадки, приведенная в паспорте насоса, зачастую не соответствует фактическому зазору, как уста­новлено А.А. Ишмурзиным. Экспериментальных работ, вносящих ясность, что протекает через зазор - нефть, вода или эмульсия, в зависимости от обводненности и реологических свойств откачиваемой продукции, не проводилось. Также об­стоят дела с расчетом утечек через клапаны, влияния дефор­мации штанг, труб и т.д.

Поэтому для более надежного прогнозирования подачи глу­бинного насоса А.Н. Адонин рекомендует учитывать не под­дающиеся расчету объемные потери на основании статистических данных по скважинам залежи. В последующем Ю.Г. Валишин под­твердил эту рекомендацию, получив зависимость коэффициента подачи для СШН на Арланском месторождении.

Исходя из этих предпосылок, для описания зависимости коэффициента подачи насоса от давления в приеме используют уравнение [15]

(147)

где р_пр - давление на приеме насоса; с, k - эмпирические коэффициенты.

Для каждого месторождения определяют свои значения на основе обработки промысловых данных путем построения



Рис. 61. Диаграмма Q – Н совместной работы пласта и насосной установки:

H_н - глубина подвески насоса; d_H - диаметр штангового насоса; Q_опт - оптимальный дебит скважины; Q_max - максимальный дебит скважины; Q_n - потенциальный дебит скважины; Н_ст -cтатический уровень жидкости; Н_д – динамический уровень жидкости; Н_скв – глубина продуктивного пласта

зависимости коэффициента подачи насоса от давления на его приеме.

Решая систему уравнений (146) с учетом (147), получаем:

(148)

Н_скв - глубина до верхних отверстии перфорации по верти­кали;

р_у - давление на устье скважины;

γ_см - удельный вес откачиваемой жидкости ниже приема насоса;

(149)

D - диаметр плунжера насоса;

S - длина хода полированного штока;

n - число качаний головки балансира.

Значения параметров (149) определяют режим работы насосной установки.

На рис. 61 представлен пример графического решения уравнения (113) для трех гипотетических скважин одинаковым пластовым давлением и различными коэффициентами продук­тивности.

Выбор режима откачки и типа оборудования производится с учетом следующих основных требований:

при выборе типа приоритетом пользуются штанговые насосы вставного исполнения, а при наличии осложняющих условий (отложения парафина, гипса, солей, коррозионность среды) следует применять невставные насосы;

искривление стволу скважины в месте установки насоса не должно превышать 2 на 10 м; угол наклона должен быть не более 42⁰ . В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим шагу инклинограммы;

заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и числом качаний,

Соблюдение указанных требований способствует снижению осложнений во время подземных ремонтов, уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений в штангах, установке более легкого оборудования в скважину и меньшему расходу электро­энергии.

После определения параметров откачки (D, S, п, Н_н) пе­реходим к расчету и подбору равнопрочной штанговой колонны. Расчет колонны производят с учетом сил вязкого и граничного трения. При отсутствии данных о вязкости откачиваемой про­дукции в полости насосно-компрессорных труб используют рас­четный метод определения эффективной вязкости водогазонефтяных эмульсий по данным промысловых исследований. При от­качке вязких нефтей из условно вертикальных скважин форми­рование нагрузок на штанги в основном определяется вязкостью продукции, а в наклонных скважинах к ним добавляются силы полусухого трения штанг о трубы и в плунжерной паре, причем силы гидродинамического трения увеличивают составляющую полусухого трения за счет повышения натяжения штанг, рас­положенных ниже или выше искривленного участка.

В наклонных скважинах силы трения в подземной части штанговой установки могут достигать больших значений, поэтому скорость нисходящего движения штанговой колонны уменьшается, и при больших скоростях откачки полированный шток отстает от головки балансира, что приводит к удару плунжера и снижает надежность колонны штанг. Поэтому из условия синхронности движения штанг и головки балансира станка-качалки при ходе вниз рассчитывают допустимую ско­рость откачки.

Совместно с сотрудниками НижневартовскНИПИнефти была собрана информация по скважинам Самотлорского месторождения и выведены: зависимости η = f(p_nр) для пяти групп скважин с различными дебитами. На рис, 62 построены графики по сред­невзвешенным статистическим значениям коэффициентов подачи и давлений на приемах насосов для разных дебитов скважин:

а - интервал дебита 0-5 м³/сут, зависимость коэффициен­та подачи от давления на приеме аппроксимируется выражением

η=Р_пр / (10,47+5,02Р_пр);

б - соответственно 5 - 10 м³/сут,

η=Р_пр / (0,868+3,044Р_пр);

в - 10 - 20 м³/сут, η=Р_пр / (0,36+2,042Р_пр);

г - 20 - 40 м³/сут, η=Р_пр / (0,232+1,161Р_пр);

д - свыше 40 м³/сут, η=Р_пр / (0,359+1,42Р_пр);



Рис. 62. Зависимость коэффициента подачи насоса η от давления на его приеме р_пр

Таблица 20 Прирост суточного дебита и годовой добычи

Номер куста/скважины	Прирост суточного дебита, м3/сут	Прирост годовой добычи, м3
1620/6924	4,1	1476
1976/32693	19,3	6940
1931/32946	10,9	3924
1976/32667	1,2	414
1951/26041	2,7	972
Итого:		13786

Графики аппроксимированы функциональной зависимостью

(150)

где р_пр - давление на приеме насоса, МПа; с, k - адаптаци­онные коэффициенты.

Значения адаптационных коэффициентов в зависимости от дебита скважины приведены ниже.

Q, м3/сут	0-5	5 - 10	10 - 20	20 - 40	Свыше 40
Коэффициент с	10,47	0,868	0,36	0,23	0,36
Коэффициент k	5,02	3,04	2,04	1,66	1,42

Во время обработки исходных данных были получены допол­нительные результаты, т.е. на графиках выделена область, не характерная для работы штанговых установок. Эти скважины, в которых штанговые установки работают с коэффициентом подачи больше 1,0 и давление на приеме более 7,0 МПа. Скважины фонтанируют через насосное оборудование и нуждаются в пер­воочередной оптимизации. Программа БашНИПИнефти была до­полнена также блоками подпрограмм по оптимальной расстановке штанговых центраторов и оценке экономической эффективности мероприятия по оптимизации.

В 1989-1990 гг. НижневартовскНИПИнефть для НГДУ "Приобьнефть" рассчитала новые режимы для 200 скважин, экс­плуатируемых установками СШН, в том числе в 1990 г. - 105 скважин.

В табл. 20 приведены фактические значения прироста су­точного дебита и годовой добычи по результатам наблюдений за работой контрольной группы из пяти скважин после опти­мизации. Как видно из таблицы, прирост годовой добычи со­ставил около 14 тыс.м³.

Исследования показали, что в течение контрольного перио­да (1 год) среднее значение дебита скв. 1951/26041 соста­вило 10, а после оптимизации 12,7 м³/сут, т.е. прирост де­бита равен 2,7 м³/сут. До оптимизации было три отказа

установки СШН, а после оптимизации количество отказов изме­нилось до двух*.

В 1990 г. экономический эффект внедрения оптимизирован­ных технологических параметров работы установки ШГН на скважине 1951/26041 составил 13,5 тыс.руб. Ожидаемый хозрасчетный эффект по 105 скважинам при успешности внедрения 50% - 700 тыс.руб.

В настоящее время на нефтедобывающих предприятиях для подбора штанговых колонн используются различные таблицы и диаграммы. Очевидно, подбор колонн по таким таблицам пра­вомерен только для условно вертикальных скважин, в которых нагрузка на штанги возрастает от насоса к дневной поверх­ности по линейному закону. В наклонно направленных и ис­кривленных скважинах в зависимости от конфигурации и кривизны ствола скважины изменение осевых и изгибающих усилий носит нерегулярный характер. Поэтому по методике БашНИПИнефти расчет и подбор конструкции штанговой колонны выпол­няют для каждой конкретной скважины. С этой целью производят расчет нагрузок по отдельным ступеням колонны, дальнейший их анализ, комбинированный перебор числа штанг в каждой ступени и выбор наилучшей конструкции штанговой колонны.

7.1. ВЫБОР МЕСТА УСТАНОВКИ НАСОСА

При значительном отклонении штангового насоса от верти­кали условия работы клапанов ухудшаются. В связи с этим определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий устой­чивую работу скважинного насоса. Если угол наклона ствола скважины в месте установки насоса превышает допустимый (α_кр), то глубину подвески насоса необходимо уменьшить ша­гом, соответствующим инклинограмме скважины.
Надежность работы насосного оборудования в значительной степени зависит от сил, возникающих в паре трения плунжер-цилиндр, которая резко возрастает при изгибе оси насоса. В связи с этим необходимо определить радиус скважины R_c*, поз­воляющий располагать насос без деформации:

(151)

где l_н - длина насоса, м; D_э - внутренний диаметр обсадной колонны, м; d_H - наружный диаметр насоса, м.

' (152)
* Оптимизация технологических параметров работы наклонно направленных скважин, оборудованных установками СШН /Уразаков К.Р., Абдуллина М.Н., Залялиев М.А, и др. //Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: Сб.науч.тр. НижневартовскНИПИнефть. - М: ВНИИОЭНГ, 1991.

где R_c - радиус оси ствола скважины в месте расположения насоса, м; h - длина шага инклинограммы, м; α₀ - простран­ственный угол, град.

(153)

где ∆α - разница зенитных углов на концах шага инклино­граммы, град; ∆φ - разница азимутальных углов на концах ша­га инклинометрии, град; Σα - сумма зенитных углов, град.

При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12⁰искривление ствола скважины не должно превышать 30' на 10 м. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, так как из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах (выше 12⁰), располагаясь на нижней обра­зующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.

7.2. ДОПУСТИМАЯ СКОРОСТЬ ОТКАЧКИ ВЯЗКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Выше было показано, что силы гидродинамического трения возрастают пропорционально скорости откачки при прочих равных условиях. В результате скорость нисходящего движения штанговой колонны уменьшается, и при больших скоростях от­качки происходит отставание полированного штока от головки балансира, что в дальнейшем приводит к удару и, как следствие, к снижению надежности колонны. С другой стороны, из результатов экспериментов, полученных на опытно-промышленном стенде (рис. 63) видно, что коэффициент подачи насосной установки с увеличением скорости откачки возрастает при подъеме как пластовой воды (кривая 1) и дегазированной нефти (кривая 2), так и водонефтяных эмульсий (кривые 3, 4). Таким образом, скорость откачки и эффективности работы насосной установки находятся в некоторой противоречивой связи. Исходя из описанного, можно заключить, что оптимальной является максимальная скорость откачки, не допускающая отставания полированного штока от головки балансира.

Рис. 63. Зависимость коэффициента по­дачи штанговой установки от скорости откачки

Существует методика определения предельной скорости от­качки, предложенная В.У. Далимовым.

Предельной скоростью штанговой насосной установки будет скорость, при которой в симметричном цикле работы глубинного насоса имеется точка нулевой нагрузки на полированный шток. Ее превышение исключает возможность нормальной работы глу­бинной установки.

Предельная скорость откачки также характеризует макси­мальные возможности производительности насосной установки при любом виде штангового привода (балансирного, гидрав­лического и т.д.)

Следует отметить трудности получения точного решения ввиду многозначности функции между напряжением в штангах и их весом, а также между временем и значением деформа­ции штанг.

Полученная формула носит приближенный характер, доста­точный, впрочем, для практического применения.

Изменение скорости точки подвеса штанг по функции времени примем в виде синусоиды (или трапеции). Для симметричного цикла работы установки начальная деформация штанг закан­чивается в конце периода разгона точки подвеса штанг.

Используя зависимость А.С. Вирновского, можно получить равенство, при котором имеется значение нулевой нагрузки в точке подвеса штанг:

(154)

f_ш, f_т - площадь поперечного сечения штанг и труб; Е - мо­дуль упругости материала штанг (Е = 2,1*10⁷ Н/см²); а* -скорость звука в материале штанг; v_λ - скорость точки под­веса штанг в конце начальной деформации.

(155)

где п - число ходов в минуту; S - длина хода точки подвеса штанг; - отношение времени периода разгона ко времени полуцикла работы глубинного насоса.

С некоторыми допущениями принимается

(156)

где λ - начальная деформация штанг.

При ходе вниз линия динамограммы может коснуться нулевой точки из условия W= qпо зависимости

(157)
Следовательно, максимальное ускорение может быть равным ускорению силы тяжести.

Отсюда максимальная скорость

(158)

Подставляя это значение в равенство и заменяя

(159)

можно записать υ_np = 4,8 * 10^-3 Р_ж/f_ш ,

ще υ_np - предельная скорость откачки, м/с.

Однако существующие методики А.И. Алешина и В.У. Далимова применимы для расчета критического числа качаний лишь при откачке маловязких жидкостей.

Поэтому для определения допустимой скорости откачки рассмотрим задачу нисходящего движения штанговой колонны при откачке вязких эмульсий, с реологической точки зрения ве­дущих себя как ньютоновские жидкости. Так как в этом случае время спуска колонны намного больше времени прохождения скорости звука в колонне штанг, к ней применять модель аб­солютно твердого тела:

(160)

где Т - период одного качания головки балансира; С - ско­рость звука в стали; L - длина колонны штанг.

Составим уравнение движения штанговой колонны вниз по оси х

(161)

где т - масса колонны штанг, кг; Р_шт - сила тяжести штан­говой колонны, Н; Р_а - сила Архимеда, Н; Р_пл - сила трения между плунжером и цилиндром, Н; Р_кл - сила, возникающая за счет гидравлических сопротивлений в нагнетательных клапанах, Н; Р_тр - сила трения штанг о трубы, Н; μ - коэффициент вяз­кого трения, Н/(с/м²).

Разделив обе части выражения (161) на m и обозначив

(162)

Движение штанговой колонны в общем случае зависит от закона движения головки балансира, принятого в виде

(163)

где Y - расстояние, пройденное головкой от верхней крайней точки за время t; w - угловая скорость, 1/с; S - длина хода полированного штока, м.

Попытаемся оценить допустимую скорость откачки. Условие синхронного движения головки балансира, и колонны штанг, очевидно, является выражение:

(164)

Так как при этом на основании (162) и (163) условие (164) можем переписать в виде

(165)

Очевидно, достаточным для выполнения условия (165) будет выражение



откуда получим формулу для определения допустимой угловой скорости:

(166)

Точная реализация поставленной выше задачи сводится решению дифференциального уравнения (162) второго порядка постоянными коэффициентами с учетом ограничения (163).

Обозначив , приходим к уравнению первого порядка



Сначала решаем уравнение при b= 0:



Затем методом вариации произвольной постоянной находим общее решение



Общее решение получаем из (167) интегрированием по t:

(168)

Задачу в дальнейшем решали численным методом на ЭВМ. При Х(t_j) > Y(t_j)постоянные c₁, с₂определяли из условий

(169)

За моментом времени начала отставания колонны от головки балансира постоянные с₁и с₂для каждого шага t_j - t_j-1= 0,1 с определяли по формулам (167) и (168).

Параметры, входящие в уравнения, вычисляли по следующим формулам.

Сила тяжести штанговой колонны, Н,

(170)

где γ - плотность материала штанг, кг/м³; l_i- длина i-й ступени штанговой колонны, м; f_i - площадь поперечного се­чения i-й ступени, м²; р - число ступеней.

Сила Архимеда

(171)

где γ_см – плотность силы, кг/м³.

Сила трения между плунжером и цилиндром



где D - диаметр насоса, м.

Силы, возникающие за счет гидравлических сопротивлений в нагнетательных клапанах, вычисляют по формуле И.С. Степа­новой.

(172)

где к - число клапанов; п - число качании головки в минуту; d₀ - диаметр отверстия в седле клапана, м; μ_p - коэффициент расхода.