Ответы. Ответы к экзамену по эниГМ
 Скачать 3.94 Mb.
|
|
§ фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование; § фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования. Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. Фонтанирование за счет энергии газа - это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас - Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ. 1. Рс < Рнас (рис. 8.2,a).  Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс < Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов. 1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство. 2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами. 3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака. 4. От вязкости жидкости. Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (8.20) оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рз, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно  Где  Здесь ρо - плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср - средняя температура в затрубном пространстве; z - коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (8.21) может быть определено несколько точнее по барометрической формуле. Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (8.18). При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50 - 100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и забоем - Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей. Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.
     
 Далее в учебники Бойко нет 2х страниц….   Нет еще 3х страниц  
 
     Достоинства и недостатки газлифта
     
 
ЕСТЬ В ЛАБАХ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ (1, 2 работы)                  
Исследование ШСНУ необходимо для изучения притока и построения индикаторной кривой, а также для изучения работы самого насоса и выявления причин низкого коэффициента подачи. Изменение отбора жидкости ШСНУ достигается либо изменением хода полированного штока 5 перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний п сменой шкива на валу электродвигателя. В некоторых случаях отбор можно изменить сменой размера насоса (Р), однако эта операция сложнее, так как требует осуществления спуско-подъемных работ на скважине. При каждом изменении режима откачки после выхода скважины на установившийся режим, что определяется по стабилизации дебита, замеряется прямым или косвенным методом забойное давление, соответствующее данному установившемуся режиму работы. Для прямого измерения забойного давления созданы малогабаритные скважинные манометры диаметром 22 - 25 мм. Такие приборы могут быть спущены в межтрубное пространство скважины на стальной проволоке через отверстие в планшайбе при эксцентричной подвеске НКТ на устье. Полученные таким образом данные о забойном давлении наиболее достоверны. Однако в глубоких искривленных скважинах, а также при малых зазорах в межтрубном пространстве бывают прихваты манометра и обрывы проволоки. Для предотвращения этого используются так называемые лифтовые скважинные манометры, подвешиваемые к приемному патрубку ШСН и спускаемые в скважину вместе с НКТ. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом и фиксируют на бумажном бланке динамику изменения давления на глубине спуска прибора в процессе трех-четырехкратного изменения режимов откачки (дебитов). Такой метод позволяет получить достаточно надежные результаты исследования, однако он связан с необходимостью осуществления спуско-подъемных операций для спуска и подъема лифтового манометра. Поэтому эти замеры приурочивают к очередным ремонтным работам на скважине или очередной смене насоса. В настоящее время лифтовые манометры по этой причине не находят применения. К косвенным методам исследования скважины на приток относится замер глубины динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве, устанавливающегося при том или ином режиме откачки специальными приборами - эхолотами.
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости  где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг. При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный  За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:  Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах  Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки. Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН  Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи  Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65. Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить и этих значений коэффициентов подачи, и, тем не менее, откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться самым эффективным способом эксплуатации. На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы. К постоянным факторам можно отнести:
Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, меняются во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это приводит к тому, что коэффициент подачи η вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах. Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:  где η1 - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η2 - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η3 - коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η4 - коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.
С учетом растворимости газа условие фонтанирования запишется так:  , (8.36) или в развернутом виде  . (8.37)Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения минимального Рс необходимо решить неравенство (8.37) относительно Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо подбором такой величины Рс, которая обращает неравенство (8.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.  Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин. На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт . Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть определена из соотношения (8.37) которое перепишем следующим образом:  . (8.38)Равенство (8.38) необходимо решить относительно Lнас . С этой целью обозначим  , (8.39) . (8.40)С учетом (8.39) и (8.40) перепишем (8.38) так:  , (8.41)Выражение (8.41) перегруппируем следующим образом:  . (8.42)Это квадратное уравнение, решением которого будет  . (8.43)В (8.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (8.43) значения А и В согласно (8.39) и (8.40), окончательно получим  . (8.44)Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н,  . (8.45)где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
Динамика работы установки ШСН очень сложна. Однако в большинстве случаев упрощенная теория ее работы дает вполне приемлемые результаты. При ходе вверх статические нагрузки в точке подвеса штанг складываются из веса штанг Ршт и веса столба жидкости Рж. В н. м. т. в результате изменения направления движения, когда возникает максимальное ускорение, к ним добавляется сила инерции Pi, направленная вниз; кроме того, действует сила трения Ртр, также направленная вниз. Таким образом, максимальная нагрузка, возникающая в точке подвеса штанг при начале хода вверх, будет равна  (10.30)При ходе вниз нагнетательный клапан открывается и гидростатические давления над и под плунжером выравниваются. Поэтому нагрузка от столба жидкости со штанг снимается и передается на трубы, так как имеющийся в цилиндре всасывающий клапан при ходе вниз закрыт. Силы инерции, возникающие в в. м. т., направлены вверх. Силы трения также направлены вверх, т. е. в сторону, противоположную направлению движения. Поэтому нагрузка в начале хода вниз будет минимальной  (10.31)Силы Pi+Ртр составляют малую долю от Рш+Рж. Обычно они не превышают 5 - 10%. Поэтому их влияние на ход плунжера невелико. Влияние статических нагрузок Сила Рж действует попеременно то на штанги (ход вверх), то на трубы (ход вниз). В результате этого при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются на величину λш, которая может быть определена по закону Гука  (10.32)Одновременно с этим, в результате снятия с труб силы Рж, последние укорачиваются на величину  (10.ЗЗ)В результате, перемещение плунжера относительно цилиндра насоса, т. е. начало процесса всасывания жидкости, начнется только после того, как точка подвеса скомпенсирует своим перемещением вверх удлинение штанг λш и сжатие труб λт. Поэтому полезный ход плунжера составит  (10.34)Обычно обозначают  (10.35)Подставляя в (10.35) значения λш и λт согласно (10.32) и (10.33). получим  (10.36)где Рж - вес столба жидкости, действующий на плунжер; L - длина штанг, или глубина подвески ШСН; Е - модуль Юнга; fm - площадь сечения штанг; fт - площадь сечения металла труб. Верхние штанги испытывают наибольшую нагрузку, так как на них действует вес всей колонны штанг. Нижние штанги нагрузку от собственного веса не испытывают. Поэтому, исходя из принципа равнопрочности колонны штанг, а также для уменьшения нагрузки на головку балансира колонну штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с уменьшающимся книзу диаметром. Кроме одноступенчатых колонн применяются двух- и трехступенчатые. Каждая ступень дополнительно удлиняется под действием одной и той же силы Рж. Поэтому суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг будет равно сумме удлинений отдельных ступеней с учетом их длины li и площади сечения fi. Тогда для трехступенчатой колонны получим  или с учетом деформации труб  Учитывая конструкцию сочленения штанг с плунжером с помощью клапанной клетки, при которой на нижний торец штанги действует гидростатическое давление, необходимо Ршт принимать с учетом выталкивающей силы Архимеда, равной произведению площади сечения штанги на гидростатическое давление столба жидкости над плунжером. При современных однотрубных системах сбора нефти и газа давление на устье Pу насосных скважин может достигать больших значений, поэтому при вычислении гидростатического давления, действующего на штанги, необходимо учитывать и это обстоятельство.
Как уже было отмечено, одним из основных факторов, снижаю щих эффективную работу ЭЦН, является свободный газ в откачива емой жидкости (на входе в насос). Устранение его влияния связано с увеличением глубины погружения приема ЭЦН, т.е. с увеличением давления на приеме ЭЦН. Этот метод является достаточно простым, но в ряде случаев не может быть применен, например, тогда, когда забойное давление ниже давления насыщения. Кроме того, увели чение глубины спуска УЭЦН приводит к снижению КПД установки за счет роста электрических потерь в кабеле и гидравлических по терь в НКТ. Нетрудно получить условие по глубине спуска ЭЦН, при котором повышение КПД установки за счет ликвидации вред ного влияния свободного газа компенсируется его снижением за счет роста гидравлических и электрических потерь, т.е. нулевой техноло гический эффект; но при этом возрастают капитальные затраты (НКТ, кабель), длительность и стоимость подземного ремонта, т.е. отрицательный экономический эффект. Поэтому наиболее предпоч тительным является такое решение, при котором снижение вредно го влияния свободного газа не приводило бы к снижению КПД уста новки за счет роста потерь энергии, связанных с глубиной спуска установки. К такому решению относится создание газосепаратора к погружным центробежным электронасосам. Сепа ратор состоит из следующих основных элементов: корпуса с голов кой, каналов отвода газа и жидкости, сепарирующего узла, ра бочего колеса «суперкавитирующего» типа, решетки, отбойника, шнека, каналов подвода продукции, приемной сетки. Вал сепаратора имеет узел верхнего подшипника и узел нижнего под шипника. Сепаратор работает следующим образом. Продукция скважины через приемную сетку и каналы подвода поступает на шнек. В шнеке происходит предварительное разделение продук ции на жидкую и газовую фазы: жидкая фаза отбрасывается на пери ферию шнека, а газовая занимает центральную часть. Часть жидко сти, содержащаяся в газовой фазе, отбивается отбойником. Разде ленная на фазы продукция, пройдя решетку, попадает в рабочее колесо, в котором происходит дополнительное деление фаз. На вы ходе из рабочего колеса смесь попадает в сепарирующий узел, где происходит окончательное отделение газа от жидкости. Жидкость с небольшим количеством свободного газа через канал подводится к входу центробежного насоса, а основная часть свободного газа через канал сбрасывается в затрубное пространство. Таким образом, жидкая фаза с небольшим количеством свобод ного газа, не влияющим на эффективность работы центробежного насоса, откачивается насосом на поверхность. Свободный газ, сбро шенный в затрубное пространство, приводит к подъему определен ного количества жидкости из затрубного пространства на поверх ность (фонтанирование скважины по затрубному простран ству): суммарная подача установки возрастает, что является по ложительным фактором. В то же самое время большое количество свободного газа в затрубном пространстве при определенных усло виях может привести к образованию гидратных или парафино-гидратных пробок, перекрывающих затрубное пространство и созда ющих условия для резкого ухудшения работы сепаратора и уста новки в целом, вплоть до срыва подачи.
Глубина подвески насоса определяется: 1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости; 2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса; 3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть; 4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр; 5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать  . (11.1)По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины. Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой. Если уравнение притока известно  ,то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим  (11.2) или  , откуда  , (11.3)где ρср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали. Вычитая hиз глубины скважины (до середины интервала перфорации) Hc, получим глубину динамического уровня Hд от устья  . (11.4)Если скважины наклонны и φ1 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины. С учетом кривизны искомое Hд будет равно  . (11.5)Здесь Нс - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси. Величина Нп - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м. Величина Ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная  . (11.6)Здесь ρн, ρн - плотности нефти и воды. Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину. Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики  , (11.7)где С - линейная скорость потока, м/с,  . (11.8)Здесь Qн и Qв - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт. Как правило, hтр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м. Величину НГ можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ. Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Нг. По этой причине в уравнение (11.1) Нг входит с отрицательным знаком.  Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины: 1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»  Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д. Величину Нг можно приближенно определить по формуле, следующей из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН. Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для оценки эффективности работы газа. при добыче чистой нефти η = 0,8; при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65; при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5; При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина η может быть уточнена. Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рис. 11.7)  (11.9)в зависимости от ее дебита. На рис. 11.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (11.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины Hскв(2). Линия 1 - зависимость Нд(2), определяемая по формуле (11.5) и (11.3) и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 Hд = Hст, т. е. динамический уровень совпадает со статическим.  Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней Прибавляя к Hд величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (Pу/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (11.7) для разных Q величину hтр и прибавляя вычисленные hтр к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых в (11.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Нг и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины. На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 11.8). Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 11.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 11.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 11.8, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 11.8, штриховка). В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис. 11.9). Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qcкв на режиме ηmax , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С. Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на ΔР = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения  . (11.10)Здесь Z0 - общее число ступеней в насосе; Но - напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней. С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах. При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса - это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности.
В теории фильтрации различают три вида несовершенства скважины:
скважина гидродинамически несовершенная как по степени, так и по характеру вскрытия.rc R0 = rc+ Рис. 5.1. Схема притока к скважине, несовершенной по характеру вскрытия - расстояние между отверстиями вдоль оси скважины; rc- радиус гидродинамически несовершенной скважины. Скважина, несовершенная по характеру вскрытия, сообщается с пластом через систему перфорационных отверстий. Вблизи отверстий форма потока радиально-сферическая. Суммарная площадь фильтрации определяется суммой сечений отверстий, что значительно меньше поверхности вскрытого пласта. Это приводит к возникновению дополнительных сопротивлений в призабойной зоне пласта. Исследования показывают, что за пределами цилиндрической поверхности радиуса R0 = rc+ линии тока практически параллельны, и поток становится плоскорадиальным. rc h R0 1,5h R0 1,5h Rk b Рис. 5.2. Схема притока к скважине, несовершенной по степени вскрытия Если скважина гидродинамически несовершенна по степени вскрытия. То линии тока будут параллельны за пределами цилиндрической поверхности радиуса R01,5h. В зоне, прилегающей к скважине, поток жидкости вблизи кровли пласта будет плоскорадиальным, а в остальной части – радиально-сферическим. Формулы притока жидкости к несовершенным скважинам Дебит скважины, несовершенной по степени вскрытия, можно найти по формуле Н.К.Гиринского, если считать, что скважина вскрыла пласт неограниченной толщины на глубину b:  . (5.1)Для пласта конечной толщины h М.Маскет предложил формулу, при условии, что  : , (5.2)где  .Здесь  - относительное вскрытие пласта.Иногда для расчета дебита скважины, несовершенной по степени вскрытия, используется более простая формула, чем формула М.Маскета, - формула И.Козени:  . (5.3)Для дебита скважины, вскрывшей пласт на малую глубину (bh), существует формула И.А.Чарного:  .Принимая R0=1,5h, окончательно имеем:  . (5.4)Дебит скважины, сочетающей оба вида несовершенства, можно определить по формуле:  , (5.5)где С=С1+С2 – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2). С – величина безразмерная. Значения С1и С2 находятся по графикам В.И.Щурова. Формулу (5.5) можно записать в виде:  ,где  - приведенный радиус скважины, т.е. радиус такой гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины. .Значения приведенного радиуса обычно составляют (10-210-4) м. Иногда гидродинамическое несовершенство скважины учитывается при помощи коэффициента совершенства :  ,где Q – дебит несовершенной скважины; Qсов – дебит совершенной скважины в тех же условиях. Несовершенство по качеству вскрытия В практике разработки выделяют еще один вид несовершенства – по качеству вскрытия, когда проницаемость призабойной зоны скважины (ПЗС) снижена по сравнению с естественной проницаемостью пласта. С учетом данного вида несовершенства формула Дюпюи приобретает вид:  , (5.6)где S=S1+S2. Здесь S1 – коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за несовершенства скважины по качеству первичного вскрытия (загрязнение пласта фильтратом бурового раствора, цементным раствором и т.п.); S2 - коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия (возникновение зоны кольматации вокруг перфорационных каналов). Коэффициент совершенства в этом случае равен:  . (5.7)Величины C и особенно S трудно поддаются определению. Однако знаменатель формулы (5.7) можно определить с помощью промысловых гидродинамических исследований скважин.
Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство. Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса. Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.  Рис. 11.1. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса
Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины. |
