Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных
 Скачать 1.96 Mb.
|
Сила вязкого трения штанговой колонны при ходе вниз (173)где μ- динамическая вязкость, МПа*с; v - скорость движения штанг, м/с; L - длина штанговой колонны, м.  где dшт - диаметр штанг, м; dнкт - внутренний диаметр НКТ, м.  Рис. 64. Кинематика движения головки балансира (1) и колонны штанг (2 -6): 1-S=3 м, п = 8 мин-1; 2 – μ = 0,55 Па*с, α = 50; 3 – μ = 0,77 Па*с, α = 50 ; 4 - μ = 0,98 Па*с; α = 50; 5 – μ = 1,18 Па*с, α = 50; 6 – μ = 0,98 Па*с, α = 250 Таким образом, соответствие рекомендуемого числа качаний необходимо проверять по условиям  (174)По изложенной выше методике были проведены расчеты для различных значений вязкости продукции скважин и режимов откачки. Как видно из результатов расчета, приведенных на рис. 64, при данной скорости откачки вязкости жидкости и угла отклонения оси скважины от вертикали отставание полированного штока от головки балансира резко возрастает. Результаты, полученные численным методом и по формуле (174), хорошо согласуются. 7.3. ЭФФЕКТИВНАЯ ВЯЗКОСТЬ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ Вязкость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, основными из которых являются соотношение воды и нефти, их физико-химические характеристики, дисперсность фаз, температура и др. Определенная часть перечисленных факторов изменяется по мере продвижения эмульсии к устью скважины. При расчете системы пласт-насос-лифт и выборе оптимальных значений параметров этой системы необходимо знать вязкость эмульсий в полости насосно-компрессорных труб. Однако в настоящее время отбор глубинных проб из полости НКТ с помощью существующей техники затруднителен. Кроме того, в силу ряда причин невозможно замерить вязкость проб эмульсии в их первоначальном состоянии. Поэтому предложен расчетный метод определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по данным промысловых исследований.  (175)где v - эффективная вязкость эмульсий, м/с;  - минимальная нагрузка по данным динамографирования, Н; с - число нагнетательных клапанов; d0 - диаметр отверстия в седле клапана, м; ρ - плотность продукции в насосных трубах, кг/м3; v - скорость перемещения штанг в момент действия минимальной нагрузки, м/с.Для расчета эффективной вязкости используются параметры предшествующего режима работы штанговой установки. 7.4. ПРЕДПОСЫЛКИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГРУППОВЫХ ПРИВОДОВ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ КУСТА СКВАЖИН Разработка месторождений многоскважинными кустами и статический режим работы оборудования создают необходимые и достаточные условия для изменения групповых приводов. Кроме того, при составлении проектов разработки нефтяных месторождений с учетом возможных изменений геолого-технической характеристики пласта вследствие поддержания пластового давления, применения различных методов воздействия на призабойную зону скважины, рекомендуют использовать станки-качалки с большим запасом мощности. Однако, как показывает практика, в подавляющем большинстве случаев характеристика пласта значительных изменений не претерпевает, и станки-качалки имеют большой запас по мощности. Анализ степени использования установленной мощности станков-качалок на месторождениях НГДУ Аксаковнефть показывает, что установленная мощность приводов используется в среднем не более чем на 50% (табл. 21). Кроме того, необходимо отметить, что средние дебиты скважин Балкановского и Шафрановского месторождений отличаются, на порядок, а значения нагрузок на привод существенного различия не имеют из-за высокой вязкости нефти Шафрановского месторождения (до 4000 МПа*с в устьевых пробах). Специальные исследования энергетических потерь при штанговой насосной добыче нефти проведены А.Х. Шариповым и сотрудниками ОКБ БН. Результаты этих измерений на скважинах Таблица 21 |