отчет. Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

• Название: Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
• Дата: 26.04.2022
• Размер: 0.89 Mb.
• Имя файла: отчет.docx
• Тип: Отчет; #497109
• страница: 6 из 12

12 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ УСШН

Условия эксплуатации скважин штанговыми насос­ными установками чрезвычайно разнообразны. Для каждой из них должны быть обоснованно подобраны оборудование и режим его работы, соответствующие возможностям скважины, условиям ее эксплуатации. Будем полагать, что скважина, для которой подбирается оборудование, ранее эксплуатировалась фонтанным или газлифтным способом и уравнение притока известно



где К – коэффициент продуктивности; p_пл и p_заб– пластовое и забойное давления.

Пусть допустимый дебит скважины задан и равен Q_доg. Найдем высоту динамического столба жидкости h_дин в скважине в процессе ее эксплуатации





где ρ – плотность жидкости в скважине; g– ускорение свобод­ного падения.

С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать эксперимен­тально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления р_пр на его приеме. Необходимо выби­рать такую глубину погружения насоса, при которой обеспечи­ваются приемлемые коэффициенты подачи насоса (a = 0,65–0,7).

При значительном газовом факторе наиболее существенное влияние на работу насоса оказывает газ. С вредным влиянием газа можно бороться путем спуска насоса под динамический уровень или же путем установки под насосом газового якоря. На промыслах восточных районов России более распространен первый способ борьбы с газом. Установлено, например, что при газовом факторе 55–60 м³/м³ и давлении насыщения 8,5–9,0 МПа коэффициент подачи насосов достигает 0,65–0,7 при давлении на приеме насоса р_пр = 1,5–2 МПа, в этом случае глубина по­гружения насоса под динамический уровень



При использовании газовых якорей глубина погружения на­сосов под динамический уровень может быть значительно сни­жена (до 40–50 м).

Выбор оборудования и режима его работы наиболее просто могут быть произведены по диаграммам А. Н. Адонина. На диаграмме нанесены области применения насосов различных диаметров D_H и станков-качалок в зависимости от производительности скважины Q и глубины спуска насоса L. Рассмотрим пример пользования диаграммой А. Н. Адонина.

13 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ УПЦЭН

Насос для каждой конкретной скважины выбирают таким образом, чтобы производительность скважины и необходимый напор соответствовали паспортным характеристикам насоса в области максимальных значений кпд и чтобы сечение типоразмера насоса, электрооборудования, диаметр труб, глубины спуска насоса в скважину обеспечивали на установившемся режиме эксплуатации скважины установленную норму отбора жидкости при наименьших затратах.

На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Часто насос развивает напор и подачу, большие, чем это необходимо для создания оптимальных условий работы системы скважина – насос. Приходится прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например, к ограничению его подачи.

В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера или путем изменения числа ступеней насоса. Регулировать подачу насоса с помощью штуцера проще и удобнее, но способ этот имеет существенные недостатки, ограничивающие возможности широкого применения его на промыслах[5 с. 56]. Недостатки эти следующие:

а) резко снижается кпд насоса, причем тем больше, чем больший перепад давлений на штуцере.

б) устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенного давления.

в) увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса, в результате чего ускоряется износ деталей насоса и сокращается срок его службы.

Способ регулирования подачи насоса изменением числа ступеней насоса свободен от этих недостатков.

Эффективность погружных центробежных электронасосов значительно снижается, если в откачиваемой жидкости содержится свободный газ. Практика показывает, что при содержании газа в жидкости больше 1–2 об. % характеристика насоса резко ухудшается: снижаются напор, подача, кпд, режим работы насоса становится крайне неустойчивым. При дальнейшем увеличении содержания газа насос может выйти из строя.

Для устранения вредного влияния газа на работу погружных электронасосов (как и штанговых) их погружают ниже динамического уровня и на приеме устанавливают газосепаратор.

В зависимости от количества газа насос погружают ниже уровня на 250 –350 м, а иногда и до 600 м. Недостаточная глубина погружения приводит к неустойчивой работе, снижению кпд и срыву подачи насоса.

Другой способ борьбы с вредным влиянием газа – применение газосепараторов.

Для установления и поддержания оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, необходимо исследовать их на приток, чтобы получить индикаторные кривые. Некоторое представление о продуктивности пласта можно получить при исследовании скважины по следующей методике. Центробежный насос при данном его состоянии и при неизмен­ном качестве подаваемой жидкости развивает на режиме нуле­вой подачи один и тот же напор. Исходя из этого, насос после спуска его в скважину и заполнения насосных труб жидкостью до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор



где h₁ – расстояние от устья до статического уровня; р₁ – дав­ление на выкиде насоса перед закрытой задвижкой; ρ –плотность жидкости; g – ускорение свободного падения.

Затем задвижку полностью открывают и дают насосу нор­мально работать, непрерывно замеряя дебит скважины до тех пор, пока при трех последовательных замерах не получат один и тот же результат. Это укажет на установившийся режим работы при каком-то динамическом уровне. Затем задвижку быстро закрывают и вновь замеряют давление (p₂) и последнее перед этим значение дебита (Q).

Напор, создаваемый насосом в новых условиях,



где h₂ – неизвестное расстояние от устья до динамического уровня, м.

Так как напор остается неизменным, то



Отсюда, зная h₁, pl, p₂ и ρ, можно определить h₂, а значит, и коэффициент продуктивности К в м³ на 1 м понижения уровня (удельный дебит):



Скважины, оборудованные центробежными электронасосами, можно исследовать также путем снятия кривых восстановления забойного давления. Для этой цели в подъемных трубах не­сколько выше насоса устанавливают специальные приспособле­ния с уплотнительным седлом для манометра. После спуска и посадки в седло клапана манометра, оборудованного специаль­ным наконечником, заглушка под действием веса манометра сдвигается.