На рис. 9.7, б показано схему двокорпусного якоря, до нижньої секції якого приєднується піногасник 6. У піногаснику утворюються бульбашки великих розмірів. Через газовідвідну трубу 7 вони виходять у затрубний простір, спливаючи там з великою швидкістю, і частково руйнують піну. У камері 8 цього ж якоря вище верхніх отворів фільтра утворюється газова шапка, газ з якої періодично виривається у вигляді великих бульбашок І вільно спливає по обсадній колоні.
В однотарілчастому якорі (рис, 9.7, в) під тарілкою 9, краї якої повернуті вниз, бульбашки газу коалесценціюють, а сепарація газу відбувається під час обтікання тарілки і руху суміші горизонтально над тарілкою до отворів 2 у всмоктувальній трубі 4.
Високу сепараційну ефективність забезпечує багатосещійний (восьмитарілчастий) якір. Ефективність його роботи можна підвищити, використовуючи глибокі тарілки (глибиною до 80 мм) із трубками для випускання газу з них, а також чергуючи тарілки з газовивідними трубами і тарілки без таких труб.
В якорі-парасольці (рис. 9.7, г) використовують поворот потоку на кут 180° і коалесценцію бульбашок газу. Порівняно з однокорпусним якорем якір-парасолька є зворотним. У ньому роль затрубного простору відіграє корпус 3 якоря, а роль корпуса якоря - загрубний простір, який значно розширений, тому ефективність якоря-парасольки вища. Застосовують також: двосекційні якори-парасольки.
За високої швидкості рідини і малої швидкості всмоктування бульбашок доцільно використовувати гєинтотт якір (рис. 9.7, ґ), що ірунтується на інерційному принципі. Суміш рідини та газу, надходячи в якір через отвір 2 фільтра, здійснює гвинтовий рух, який скерований поверхнею гвинта 12. Під дією відцентрової сили частинки рідини переміщуються в бік стінки корпуса 3 якоря, а бульбашки газу
- в бік поверхні стрижня гвинта 12. Рухаючись далі вверх, газ потрапляє в газовідвідну трубу 7 і в затрубний простір. Клапан 14 чаї юбігає надходження рідини та газу із затрубного простору в трубу 4. Гвинтовий якір можна використовувати як вставний разом із вставним і іасосом.
Коефіцієнт сепарації якорів істотно залежить від витрати рідини (рис. 9.8). Зі збільшенням витрати в якір втягується багато дрібних бульбашок (діаметром менш як 0,3 мм), які практично не об'єднуються і не сепаруються від рідини. А.М. Пірвердян показав, що найефективнішим є двокорпусний якір-парасолька, якому дещо поступається однокорпусний якір-парасолька. За дебітів понад 25 м3/добу тарілчастий якір Із газовідвідними трубами ефективніший, ніж звичайний тарілчастий. Чотирикорпусний якір поступається двом попереднім конструкціям за дебітів понад 20 м3/добу, але за дебіту рідини менш як 20 м3/добу його ефективність вища. Область застосування гвинтового якоря обмежена, але його перевага полягає в тому, що він має найменший діаметр серед усіх наведених конструкцій якорів.
Рисунок 9.8 - Експериментальні залежності коефіцієнтів сепарації газових якорів за різних втрат рідинн: 1 - двосекційний якір-парасолька діаметром 60 мм; - однокорпусний якір-парасолька; 3 — гвинтовий сепаратор діаметром 46 мм для вставного насоса; 4 - гвинтовий сепаратор діаметром 76 мм; 5 - тарілчастий якір діаметром 89 мм; 6 — чотирикорпусний сепаратор діаметром 89 мм; 7 - відкритий вхід |
Відомо також інші конструкції газових якорів, наприклад, занурений якір. Його вхідні отвори розміщені в інтервалі динамічного рівня і значно перевищують (понад 100 м) вхід у насос, який монтується всередині якоря. Уздовж шляху руху рідини тиск зменшується, а потім підвищується. Тому рідина значно розгазо- вується, частина газу відсепаровуєгься, а не виділений з об’єму газ внаслідок підвищення тиску розчиняється в рідині і стискується під час руху потоку вниз до насоса.
Сприятливі умови для сепарації газу можуть створюватися в результаті опускання насоса в зумпф свердловини, а також зниження динамічного рівня рідини нижче нижніх отворів зони перфорації. Зумпф свердловини можна розглядати як якір великого діаметра з довгим фільтром (зона перфорації), уздовж якого розподіляється потік газорідинної суміші, що входить у свердловину. У такий спосіб можна експлуатувати обводнені газові свердловини, а також газоконденсатні свердловини у випадку накопичення конденсату на вибої.
Розвитком якоря-парасольки є пакерпий якір (якір-трап), в якому до входу в насос підвішується пакер. Газорідинна суміш з-під пакера відводиться по трубі в затрубний простір вище динамічного рівня, де газ сепарується, а розгазована рідина надходить на вхід в насос.
За наявності фонтанних проявів доцільно не сепарувати газ на вході в насос, а використовувати його енергію на піднімання рідини разом з енергією, яку надає насос. Для цього під насосом встановлюють хвостовик до глибини (по можливості) виділення газу. Теоретичне подавання насоса визначають за витратою рідини та газу для умов входу в насос.
Боротьба зі шкідливіш впливом піску на роботу насоса
Негативний вплив піску в продукції зводиться до абразивного зношування плунжерної пари, клапанних вузлів та утворення піщаної пробки на вибої. У разі найменшої негерметичності НКТ пісок швидко
розмиває канали протікання рідини в різьових з’єднинах, спричинює посилення зношування штангових муфт І внутрішньої поверхні НКТ, особливо у викривлених свердловинах. Навіть у результаті короткотривалих зупинок (до Ю...20 хв) можливе заклинювання плунжера в насосі, а за великого осаду - і заклинювання штанг у трубах. Збільшення витікання рідини, що зумовлюється абразивним зношуванням І розмиванням, призводить до зменшення подавання ШСІТУ і швидкості висхідного потоку нижче входу в насос, а отже, прискорює утворення вибійної пробки. Вибійна пробка значно знижує приплив до свердловини. Пониження дебіту через знос обладнання й утворення піщаної пробки змушує виконувати передчасний ремонт для заміни насоса та промивання пробки. До “пісочних” належать свердловини, вміст піску в яких перевищує 1 г/л.
Існують чотири методи боротьби з негативним впливом піску.
1. Найефективнішим є метод поперередження та регулювання надходження піску з пласта у свердловину. Перше можна забезпечити або встановленням спеціальних фільтрів на вибої (див. главу 5), або кріпленням привибійної зони (див. главу 10), а друге - зменшенням відбору рідини. При цьому доцільно забезпечити плавний запуск пісочної свердловини поступовим збільшенням 5, п або підливанням чистої рідини у свердловину через затрубний простір (20-25% дебіту).
2. Забезпечення винесення на поверхню великої частини піску, який надходить у свердловину. А.Н. Адонін показав, що таке винесення забезпечується за умови
№р/ мво>2..2,5, (9.69)
де и'р - швидкість висхідного потоку рідини (газорідинної суміші); и'во
- швидкість вільного осідання піщинок (із розрахунковим діаметром, що дорівнює середньому діаметру найбільш великої за діаметром фракції, яка становить близько 20% об'єму піску).
Якщо за заданих діаметрів труб і штанг умова (9.69) не виконується, то можна зменшити діаметр піднімальних труб (або підібрати відповідне поєднання піднімальних труб і штанг), застосувати насосні устатковання з трубчастими штангами, встановити під насосом хвостові труби, що опускаються в зону перфорації, або виконати піді юмповування (підливання) чистої рідини (нафти, води) в затрубний простір, У разі застосування хвостовика зменшується висота пробки, що утворюється на вибої після зупинки. У разі підпивання витрачається додаткова енергія для піднімання підлитої рідини, проте виключається можливість прихоплення насоса і хвостовика піском, заклинювання плунжера внаслідок зменшення об’ємної концентрації піску в потоці.
3. Застосування пісочних якорів (сепараторів) і фільтрів, що встановлюються на вході в насос, за допомогою яких виконують сепарацію піску від рідини. Робота пісочних якорів грунтується на гравітаційному принципі. В якорях прямої та зворотної дії (рис. 9.9, а, б) рідина змінює напрям руху на 180°, пісок відокремлюється під дією сили тяжіння і осаджується у пісочній “кишені”, після заповнення якої якір витягують на поверхню й очищають. Умова ефективної роботи якоря - Існування в ньому швидкості висхідного потоку рідини, меншої за швидкість осадження піщинок. За дослідними даними А.М. Пірвердяна, якір зворотної дії значно ефективніший, ніж якір прямої дії, оскільки завдяки трубі 6 (насадці) збільшується швидкість спадного потоку рідини з піском. Пісочний якір прямої дії одночасно може бути газовим. Компонування якоря зворотної дії й однокорпусного газового якоря показано на рис. 9.9, в. Застосування пісочних якорів є не основним, а допоміжним методом боротьби зі шкідливим впливом піску. Такий метод доцільно використовувати у свердловинах з нетривалим надходженням піску або з невеликою загальною його кількістю.
|
Рисунок 9.9 — Принципові схеми пісочних якорів: а - ггрямої дії; б - зворотної;
в - газопісочного; 1 - експлуатацій! іа колона; 2 - шар накопиченого піску; 3 - корпус; 4 - приймальна труба; 5 - отвір дія введення суміші в якір; 6—труба для введення рідини І піску
ПротішісочнІ фільтри, які встановлюють на вході в насос, попереджпіоіь надходження в насос піщинок середніх і великих розмірів (понад 0,01 м залежно від співвідношення розмірів піщинок і каналів матеріалу фільтра). Відомо фільтри сітчасті, дротяні, капронові, щілинні, гравійні, металокерамічні, цементно-піщано-сольові, піщано- пластмасові, пружинні та ін. За даними А.М. Пірвердяна, найкращими є сітчасті фільтри з розмірами чарунок 0,25 х 1,56 мм. Прогин і соч ні фільтри не набули широкого застосування через швидке забивання (замулювання). їх доцільно розмішувати в корпусі з “кишенею” для осадження піску (не утворюється вибійна пробка, зменшується швидкість замулювання) або поєднувати з пісочним якорем.
4. Проте повністю запобігти шкідливий вплив піску не вдається. Деяка кількість піску надходить у насос і призводить до зношування пари плунжер - циліндр та клапанів. Тому використовують спеціальні насоси для пісочних свердловин (див. § 9.1), а також виконують роботи з удосконалення стандартних насосів і створення нових конструкцій для захисту пари плунжер - циліндр. Наприклад, можна відзначити підвищення зносостійкості насоса (хромований плунжер з азотованими втулками), застосування насосів із малими зазорами між плунжером і циліндром, із сепаратором усередині плунжера, із гідрозахистом пари плунжер-циліндр (із в’язкопластичним ущільненням, із використанням ферорідин), плунжерів із круговими канавками типу “піскозголювач”, магнітних плунжерів, створення гідрозахисту в разі використання трубчастих штангтаін.
Особливості відпомповування високо«'язких нафт і еодонафтових емульсій
Останнім часом у розробку залучаються родовища з високов’язкими нафтами. Основним способом піднімання таких нафт на поверхню є насосний. Це пояснюється малодебітніспо свердловин і економічною неефективністю інших способів. У процесі експлуатації виникають ускладнення, які зумовлюються силами гідродинамічного тертя під час руху штанг у рідині, а також під час руху рідини в трубах і через нагнітальний та всмоктувальний клапани. Шкідливий вплив гідродинамічних сил тертя зводиться до збільшення максимального навантаження Р|1іах, зменшення мінімального навантаження РІ11ІП і ККД ШСНУ, Під час відпомповування нафт із динамічним коефіцієнтом в’язкості понад 500 мПа-с може спостерігатися “зависання” штанг у рідині під час руху вниз (див. § 9.3).
Для зменшення впливу в’язкості застосовують різні технічні прийоми та технологічні схеми видобування. Для відпомповування високов’язких нафт використовують спеціальні двоплунжерні насоси (див. § 9.1), збільшують діаметри НКТ, насоса і площі прохідних перерізів у клапанах насоса, встановлюють тихохідний режим відпомповування (зменшують частоту коливань до 3...4 хв’1 і довжину ходу до 0,6...0,9 м). Сили гідродинамічного тертя прямо пропорційні
швидкості відкуповування 5>і (див. § 9.3). Знизити в’язкість відпомповуваноі р|дини можна підливанням розчинника (малов’язкої нафти) в затруюй простір (10-15% витрати видобувної нафти) або води для одер^ня двофазно,^ потоку нафта у воді), підігріванням вщпомповувансії на вході в насос або нагнітанням гарячого
теплоносія в затрдни^ простір. Відомо також різні технологічні схеми насосного виДйбіВаннЯі за яких штанги поміщають у середовище малов язкоі наф^ ^ води в а продукція свердловини
піднімається по 'Грубному простору вище пакера.
За обводнену продукції лв = 0,4...0,8 водонафтові емульсії мають
високу в язюсть а гідродинамічні сили тертя сягають найбільших
значин. Якщо еЧ;1ьсй нестійка, то на вибої накопичується вода, що
спричинює зросту вибійного тиску. Для зниження вибійного тиску
можна застосуй ^о^овик а5о збільшувати глибину опускання
насоса, якщо ць^ не перешкоджає ступінь завантаженості верстата-
гойдалки. У відпомповування емульсії типу “нафта у воді”
збільшуються з^ц та вирікання, знижується втомова міцність штанг, підвищується їх с^ИВНІСТЬі
Особливості ек<Жуатаф- викривлених і похило спрямованих свердловин
У разі вел^щ кривини стовбура свердловини (особливо за розміщення све^вин Кущами) спостерігається інтенсивне стирання насосно-компре^)|Х | штанг аж д0 утворення довгих щілин у трубах або до я^ІВу ШТанг. Дня повільного провертання колони штані і плуиж^,.‘на завертання’' під час кожного ходу головки балансира з ме% запобігання однобічного старання штанг, муфт і плунжера, запобп^ відгвинчування штанг і видалення парафіну в разі викорисц пластинчастих шкребків застосовують штангоооеріпач цн складається з іфуглого зубчастого диска,
який закріплено на штоку гирла горизонтально, і храпового механізму
з шарнірним зубом і важелем, який тросом з’єднано із нерухомою точкою. Під час кожного гойдання балансира трос натягується і за допомогою храпового механізму провертає диск і відповідно штанги на один крок зубчастого диска. Штанги роблять один оберт за таку кількість гойдань, що дорівнює кількості зубів на диску по його периметру.
Для зменшення зношування тертя ковзання замінюють тертям кочення шляхом використання муфт-вставок, які мають ролики. Задають також режим відпомповування, який характеризується великою довжиною ходу 5 і малою кількістю ходів п. Для запобігання утворення осаду піску на штанговій колоні встановлюють шкребки- завтрювачі.
§ 9.6 Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними устаткованнями
Із рівняння (9.2) подавання ШСНУ випливає, що подавання О можна підвищити збільшенням площі перерізу плунжера F (рівнозначно діаметра насоса і/н), частоти коливань п, довжини ходу гирлового штока 5 і коефіцієнта подавання ап.
Проте зі збільшенням площі і7 збільшуються навантаження на штанги і, отже, зменшується довжина ходу плунжера 5^ через пружні деформації штанг і труб, що може призвести не до підвищення, а до зниження подавання (2 за рахунок зменшення коефіцієнта подавання о^.
Збільшення кількості ходів п призводить до зростання динамічних навантажень на штанги і ВГ. Збільшення довжини ходу £ обмежується конструкцією ВГ.
Крім того, для ВГ обмежено максимальний крутний момент Л/^ на валу кривошипа (або редуктора)
М =(9.70)
ІКІкртах * х *
2гІм
або більш точно з використанням динамограми
^тіп Ий ал /д 71\
^кртах ^» Vу-*1)
де feu, довжина переднього плеча балансира ВГ; Т)м - механічний ККД ВГ від канатної підвіски до вала редуктора, Г|м = 0,85.
Отже, збільшення площі F (а також діаметра насоса ііИ) і кількості ходів п призводить до зростання навантажень на штанги, що супроводжується підвищенням частоти аварій зі штангами (обриви, відкручування). Вважається, що від параметрів відпомповування (Q, яв, dH, L, п) залежить тільки частота аварій зі штангами, на які припадає 25-40% від загальної кількості аварій підземної частини ШСНУ, а частота Інших аварій від них не залежить (знос та вихід із ладу насоса, його елементів та ін.). A.C. Вірновський на основі теоретичних і експериментальних даних запропонував формулу для розрахунку ймовірної частоти аварій зі штанговою колоною (кількість обривів на свердловині за рік):
f хЗ,27к'+0,ІЗ. % 2k'+l
н ' ', (9.72)
,1000,
де с\ к - коефіцієнти, які залежать відповідно від межі вгомової міцності (властивостей матеріалу штанг) і властивостей відпомповуваної рідини та матеріалу штанг; і - довжина колони штанг, м.
Величини с і к визначають шляхом статистичного оброблення практичних даних. Дгтя умов ряду нафтових родовищ Бакинського
нафтопромислового району для штанг із вуглецевої сталі за середніх значин L, п і відсутності ускладнень встановлено, що добуток с п - 0,533; коефіцієнт £ = 0,75...1, а за великих значин L, п і відпом- повування корозійних рідин коефіцієнт к = І...2. Візьмемо к = І.Тоді із формули (9.72) випливає, що частота обривання Уобр прямо пропорційна кількості ходів п у першому степені, а діаметра насоса dH
- наближено в кубі. Частота аварій не залежить від довжини ходу штока S, проте за великих значин S сили інерції істотно збільшують амплітуду і максимальне навантаження, що в повній мірі підвищує частоту обривання Уобр-
Згідно з викладеним виснуємо, що правильно призначений режим відпомповування має характеризуватися максимальною значиною довжини ходу штока S, яка відповідає даному верстату-говдалці, мінімальною площею F (а також діаметра насоса du). а кількість коливань п слід розраховувати з формули подавання (9.7). В усіх випадках треба добиватися збільшення коефіцієнта подавання с^.
Нині застосовують дві розрахункові методики, які різняться повнотою врахування конкретних умов. Розглянемо кожну методику більш детально.
Вибір насосного обладнання та первинного режиму відпомповування за допомогою діаграми А.Н. Адопіна і таблиць Розрахунок Із використанням діаграми і таблиць є найпростішим і його застосовують для оперативного вирішення задачі. А.Н. Адонін побудував діаграму залежності подавання О ШСНУ від глибини опускання насоса L. Діаграму поділено на області застосування стандартних ВГ, усередині яких відокремлено поля стандартних діаметрів насосів du (рис. 9.10).
Рисунок 910—ДіаграмаА Н АдонІна |
Для побудови діаграми взято: коефіцієнт наповнення насоса а„ = 0,85 (як середній за міжремонтний період без урахування шкідливого впливу газу); густина рідини р = 900 кг/м3; занурення насоса під динамічний рівень к = 0; тиск на гирлі р2 = 0. Штангові колони підібрано для умов найбільшого навантаження для кожного ВГ І кожного діаметра насоса */н, а зведені напруження в штангах не перевищують 120 МПа. Граничні глибини І визначаються двома параметрами ВГ:
а) максимально допустимим навантаженням на балансир у точці підвісу штанг, яке розраховано за формулами А.С. Вірновського;
б) максимально допустимим крупнім моментом на валу редуктора, який розраховано за емпіричною формулою Р.А. Рамазанова:
Мер піах
£ [300 + 2,4(Рта* - Рщщ)]
(одиниці Л/крщах- Нм; м; Р„щ і Р^ -Н).
Навантаження І Л/Кртж розраховано для максимальних довжини ходу, кількості коливань і маси вибраної штангової колони.
Обладнання та режим відпомповування вибираємо в такій послідовності. Фактичну глибину опускання насоса визначаємо за формулою:
і = /ід' + Л-(Я~/ід) + Л,
де кд - відстань від гирла свердловини до динамічного рівня (глибина динамічного рівня); И-глибина свердловини; Лд- висота динамічного рівня; /і - глибина занурення насоса під динамічний рівень рідини.
Із рівняння припливу (5.14) за показника режиму фільтрації п= 1 знаходимо
(9.75)
Величину глибини занурення /і розраховуємо за тиском на вході в насос згідно з формулою (9.26) або беремо з урахуванням гідравлічних опорів у вхідному клапані (див. § 9.3) і шкідливого впливу газу (див. § 9.5). Тоді одержуємо зв’язок між глибиною опускання насоса/, і подаванням () для умов спільної та угодженої роботи пласта і насосного піднімача:
Р£ |
Для врахування тисків на гирлі свердловини рі і на вході в насос р^х розраховуємо приріст розрахункової глибини опускання насоса:
М=Р{-Рі ~Рв'\ (9.77)
Яшё
де д1п - середня маса 1 м штангової колони.
Умовна розрахункова глибина опускання насоса
Ір = Ь+АЬ (9.78)
або
т = Н-Рт~®ІК* +И + М.. (9.79)
Pg
Залежність (9.79) показано на рис. 9.10 лінією 1. У випадку заданого дебіту О свердловини за О і Ір на діаі’рамі знаходимо тип ВК і діаметр насоса сін (як приклад на рис. 9.10 вибрано 8СК-12-3,5-8000 і 4г=55 мм). Далі беремо 5' = 5'тах (вказано в шифрі ВК), а для одержання заданого дебіту уточнюємо частоту коливань балансира п за пропорцією:
~Л- = -Я-, (9.80)
^тах іЛпах
Де итах - максимальна частота коливань даного ВК; Опих - максимальне подавання, що відповідає верхній межі поля насоса даного діаметра.
Потім вибираємо тип насоса і групу посадки залежно від величини подавання, висоти підняття і в’язкості рідини, обводненості, вмісту газу та піску.
Діаметр НКТ вибираємо із таблиці залежно від типу і діаметра насоса, а конструкцію колони штанг - залежно від діаметра та глибини опускання насоса.
Приклад. Вибрати насосне обладнання і режим відпомповування за допомогою діаграми А.Н. Адоніна. Вхідні дані: <2 = 25 т/добу;
/ґ"о = 10 ^ т / (Падобу); рт - ІОМПа; Я=2500 м; р = 880кг/м3; газу в продукцію мало.
Розв 'язування.
:(880 9,81) = 868 м; беремо Л = 50м;
10*
розраховуємо £ = 2500-868 + 50= 1682 м; із діаграм знаходимо </н = 28мм; 7ВГ12-2,5-4000; беремо 5'=5,піач=2,5м і уточнюємо «=13-25/25,1 = 12,95. Для даної глибини вибираємо насос НСВ-І. Тоді за діаметра 28 мм потрібно вибрати НКТ діаметром 60 мм. Вибираємо двоступінчасту колону штанг: для діаметра 22 мм довжина 1682-0,28 = 471 м і для діаметра 19 мм довжина 1682-0,72= 1211м.
У подальшому на основі вимірювання дебіту та динамометрії коректують знайдені довжину Ь І параметри режиму відпомповування, щоб одержати заданий дебіт за високого коефіцієнта наповнення насоса. На практиці можуть виникнути ускладнення в роботі запроектованого устатковання. Вони зумовлені відсутністю повної вхідної інформації і неможливістю її врахування за такого детермінованого підходу. Тому ще застосовують методики оптимізації роботи насосних свердловин, які грунтуються на ймовірнісно-статистичному врахуванні визначальних чинників і використанні ЕОМ.
Вибір штангового насосного устатковання та режиму відпомповування з використанням кривих розподілу тиску
Дана методика дає змогу повніше врахувати умови відпомповування, зокрема наявність вільного газу. її доцільно застосовувати для оптимізації роботи устатковання. Можливість забезпечення заданого дебіту <2 регулюванням багатьох технологічних і конструктивних параметрів надає задачі багатоваріантного характеру і потребує творчого її розв’язування, основні принципи ЯКОГО ЗВОДЯТЬСЯ до наступного.
1. 
Будуємо криві розподілу тискур(г) (рис. 9.11), газового числа Л(г) і витратного газовмісту [5(з) вздовж стовбура свердловини (криві відповідно 1, 2, 3) в обсадніи експлуатаційній колоні за принципом “знизу вверх” від вибою (відомо вибійний тиск рв) до глибини, де тиск стає таким, що дорівнює мінімально допустимому на вході в насос (з урахуванням гідравлічних втрат у всмоктувальному клапані) або витратний газовміст сягає максимально допустимої значили (3^.
Рекомендується браги ßrnax= 0,75. Із перевищенням ßmax у процесі відпомповування плунжер у разі руху вниз ударяється об рідину, що призводить до різкого збільшення кількості обривів штанг.
2. Вибираємо глибину опускання насоса L за ß <
Із збільшенням L за наявності вільного газу підвищується коефіцієнт наповнення насоса ан, збільшуються навантаження на штанги і верстат-гойдалку, коефіцієнт подавання Оп переходить через максимум і далі зменшується, зростають витрати коштів на обладнання, експлуатацію та підземний ремонт, тобто за одним критерієм глибина має бути малою, а за іншим - великою. За такої конфліктної ситуації вибір може бути тільки компромісним: виграш за одним критерієм означає програш за іншим. Тому рекомендується вибирати кілька варіантів глибин опускання насоса, а оптимальну глибину вибрати остаточно за мінімумом зведених економічних витрат.
Вибираючи варіанти глибин, необхідно використовувати формулу (9.79), ураховувати ß^ і по можливості досвід експлуатації на конкретному родовищі.
На вибір величини L може вплинути глибина відкладання парафіну, солей, різна кривина стовбура свердловини, наявність зім’ятгя експлуатаційної колони та ін.
Для вибраної глибини опускання насоса L перетин горизонталі L на рис. 9.11 із кривими 1, 2, і 3 дає відповідно значини тиску рш, газового числа Дах і витратного газовмісту ß^ на вході в насос.
3. Для орієнтаційної оцінки за діаграмою А.Н. Адоніна і таблицями вибираємо тип і параметри устатковання та режим відпомповування (BK, dw S, я, діаметр НКТ і конструкцію штангової колони).
4. Вибираємо тип і трупу посадки насоса аналогічно попередній методиці; вирішуємо питання необхідності застосування газових і пісочних якорів.
Із діаграми А.Н. Адоніна випливає, що кожному діаметру насоса відповідає певне поле взаємозв’язку О - Ь. Тому іноді доцільно розглянути кілька варіантів, які різняться діаметром насоса, і аналогічно глибині опускання насоса і вибрати оптимальний діаметр.
5. Залежно від типу та діаметра насоса уточнюємо за таблицею діаметр НКТ з урахуванням технічної можливості опускання НКТ і насоса у свердловину із заданою експлуатаційною колоною (за поперечними розмірами),
6. Розраховуємо сепарацію газу на вході в насос, трубне газове число Я (див. § 9.5) і новий тиск насичення р'н із використанням експериментальної залежності або з рівняння закону Генрі (оскільки частина газу поступає в затрубний простір, обминаючи насос)
Л'=Ор/>; (9.82)
7. Будуємо криву розподілу тиску ріг) вздовж колони НКТ від відомого тиску на гирлі рі за принципом “зверху вниз” для заданого дебіту (), вибраних діаметрів НКТ І штанг (кільцевий потік),розрахованого трубного газового числа К (крива 4 на рис. 9.11).
Зазначимо, що в інтервалі між тисками р2 і р'» рухається газорідинна суміш, а нижче - негазована рідина. За глибини г = Ь знаходимо тиск у трубах на викиді із насоса рт і середню густину суміші в НКТ рсум = (р,. -рі) / (/#).
8. Визначаємо максимальний перепад тиску під час руху продукції
через всмоктувальний ДРкпв і нагнітальний Дркпн клапани насоса
(див. 9.3), тиск у циліндрі відповідно під час всмоктування та
528
нагнітання (Рвсц^Лк-^клв. Рнагнц=/,т + Л»кп н), а також перепад тиску, який створюється насосом:
/Ф7нас Рнаг ц Рв.\-
9. Обчислюємо витрату витікання рідини в зазорі плунжерної пари коефіцієнти 0Сн, сКус і подавання насоса £?нас> яке забезпечує заданий дебіт:
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 17 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
