12. Розраховуємо енергетичні показники роботи устаткування і вибираємо електродвигун.
13. Дня вибору оптимального варіанта за глибиною опускання і діаметром насоса розраховуємо економічні показники.
§ 9.7 Періодична експлуатація малодебітних свердловин штанговими насосними устаткованнями
З * *
Свердловини з дебітом до 5 м /добу незалежно від висото підгоптя
рідини належать до малодебітних.
Неперервне відпомповування рідини з таких свердловин за повного заповнення циліндра насоса рідиною практично не застосовується, оскільки існуючі ВГ, як правило, не можуть забезпечити малої продуктивнос м (технологічна причина) і середній відбір у міру зношування насоса менший за встановлений дебіт (економічна причина).
У випадку неперервного відпомповування за неповного заповнення циліндра, коли можливе подавання усгатковання перевищує дебіт (оптимальний запас подавання дорівнює двом), відбір Із свердловини є більшим, але при цьому прискорюється зношування обладнання, зменшується ККД устатковання, підвищується собівартість видобутку.
Собівартість піднімання 1 т нафти на поверхню визначається відношенням експлуатаційних витрат, які дорівнюють сумі енергетичних витрат, витрат на ремонт обладнання й амортизаційних відрахувань, до накопиченого видобутку, а витрати залежать від тривалості роботи устаткування. Тому доцільною є періодична експлуатація таких малодебітних свердловин, оскільки за рахунок зменшення тривалості роботи зменшуються експлуатаційні витрати і, як наслідок, за одного і того самого накопиченого видобутку зменшується його собівартість.
Характери зміни вибійного тиску рв і припливу рідини до свердловини () у часі при періодичній експлуатації показано на рис. 9.12.
Цикл періодичного відпомповування (?ц) складається з двох періодів (процесів): накопичення рідини (зростання рв за зменшення 0; відпомповування рідини (зменшення рв за збільшення О). Недолік періодичної експлуатації порівняно з неперервною - втрата у видобутку деякої кількості нафти. Разом із тим за певних умов вона може бути економічно виправданою.
Свердловини дія періодичного відпомповування вибирають за результатами аналізу геолого-технологічних факторів. Головними з них є такі:
а) відносне зниження дебіту — відношення середнього дебіту <2П,
який одержано за періодичного відпомповування, до дебіту за
неперервного відпомповування (Унт,:
Фп = Qn^(?нп < І і (9.86)
б) коефіцієнт запасу подавання - відношення можливого подавання ()п даного устатковання за повного заповнення циліндра рідиною до фактичного дебіту за нелеревного відпомповування £?нп:
£гт= а„ бт / <2™ = 2п! (9-87)
де а,, - фактичний коефіцієнт подавання нового насоса; 01 - теоретичне подавання насоса.
Відносне зниження дебіту фп оцінюють за формулою АзНДІ Іінафта (або за номограмою) з умови, що собівартість нафгн Сп за
періодичного відпомповування не повинна перевищувати собівартості Оін за неперервного відпомповування, тобто СП<СНГТ. Бажано забезпечити фп = 0,8..,0,95. А.Н. Адонін рекомендує брати £п = 1,5...3,5.
Рисунок 9,12 — Зчіпи режимних параметрів під час періодичної експлуатації свердловини штанговим насосним усталюванням (заиприховано області накопичеішого припливу за період Ін і накопиченого віашм повування за період ів |
Розв’язуючи разом формули для фп і єп, можна узгодите тривалості періодів накопичення /н і відпомповування ів (див. рис. 9.12):
£?п = Фп£?нп
|  |
|
— = — -1.
Фгт£?нп Фп
Тривалість періоду накопичення /н визначаємо за зміною (IV об’єму рідини у свердловині за час Л:
де - площа прохідного перерізу затрубного простору свердловини; фв - підвищення вибійного тиску, яке відповідає підвищенню рівня рідини у свердловині М.
У процесі відпомповування рІдаїни зниження вибійного тиску рв в часі спричинюється подаванням насоса Qн, зменшеним на величину припливу Q, оскільки рв<рШІ- Тоді аналогічно тривалість періоду відпомтівувания визначаємо зіїдно з формулою:
dV — —F-^dh = —F3
pg
dV = {QH-Q)dt J
Приплив Q є функцією вибійного тиску рв, тобто ОфвІДм розрахунку значин 1и і /в маємо різні за повнотою врахування чинників формули A.C. Вірновського і О.С. ТатеЙшвілі, А.Н. Адоніна, В.І. Шурова, B.C. Бойка, які виведено для різних умов припливу (напірний, безнапірний, напірно-безнапірний потоки, режим розчиненого газу) і законів фільтрації (лінійний, квадратичний, степеневий). У цих формулах взято або 0(рв) аборц(0).
У загальному випадку методика розрахунку така. Задаються значиною коефіцієнта запасу подавання єп; із трансцендентного рівняння (9.88) за використання формул (9.89) І (9.90) графоаналітичним методом або послідовними наближеннями (з використанням ПЕОМ) знаходять вибійний тиск рв або дебіт Q.
Потім за формулою (9.89) розраховують тривалість періоду накопичення гн і з формули (9.88) за знайденим tM визначають тривалість періоду відпомповування tB. Щоб уникнути незручностей розв’язування трансцендентного рівняння, A.C. Вірновський і
О.С. Татейшвілі подали наближений його розв’язок.
На періодичну експлуатацію доцільно переводити свердловини, які характеризуються малими коефіцієнтами продуктивності, великими пластовими тисками, великими діаметрами експлуатаційної колони. Чим більша тривалість часу накопичення рідини тим вигіднішим є періодичне відпомповування, оскільки при цьому збільшується час простоювання обладнання, а отже, економиться електроенергія і менше зношується обладнання. Чим більші частота ремонтів І вартість кожного ремонту, тим більшою мірою свердловина підходить для періодичного відпомповування.
За наявності зумпфа у свердловині, коли рівень рідини знаходиться нижче підошви пласта, можна уникнути втрат у видобутку нафти, періодично відпомповуючи з нього рідину за постійного її припливу. У карбонатних пластах з такою ж метою створюють накопичувальні камери на вибої.
Переведення на періодичне відпомповування не рекомендується за обводненості, що перевищує 80-90%, і вмісту піску понад 1%.
У міру зношування насоса для підтримування дебіту свердловини на певному рівні необхідно весь час інтенсифікувати режим роботи устатковання за рахунок запасу подавання та збільшувати тривалість періоду відпомповування. Насос рекомендується замінити, коли тривалість періоду відпомповування /в збільшиться в 10-15 разів.
Аналітичне визначення режимних параметрів звичайно не дає надійних результатів (наявність різних ускладнень, відсутність якісних досліджень).
На практиці за допомогою динамографа встановлюють момент, коли рівень рідини досягає входу в насос І підсмоктується газ із затрубного простору, тобто встановлюють тривалість періоду відпомповування А періоди накопичення підбирають дослідно, змінюючи їх тривалість, щоб одержати потрібне (див. вище) відносне зниження дебіту фп. Період відпомповування змінюють за допомогою автоматичних пристроїв, які вмикають і вимикають ВГ. їх робота може грунтуватися на різних принципах: а) реле часу (не враховано ступінь поточного зносу насоса); б) за припиненням подавання;
в) опосередковане вимірювання рівня рідини у свердловині;
г) динамографічне реле; г) давані сили і тиску та ін.
У випадку правильно організованої періодичної експлуатації календарний міжремонтний період, який пов’язаний з заміною зношеного насоса, збільшується порівняно з неперервною експлуатацією в 2-3 рази.
§ 9.8 Експлуатація свердловин зануреними відцентровими та гвинтовими електронасосами
Особливість усгатковань занурених електронасосів відцентрового (УЕВН) і гвинтового (УЕГН) - перенесення первинного двигуна у свердловину до насоса.
Область застосування і принципова схема УЕВН
Область застосування - це високодебітні і глибокі, а також
з
обводнені та похилі свердловини з дебітом 25... 1300 м /добу і висотою підняття 500...2000 м.
УЕВН складається із зануреного агрегату, обладнання гирла, електрообладнання і НКТ (рис. 9.13). Залежно від поперечного розміру зануреного агрегату УЕВН поділяють на чотири умовні групи: 5, 5А, 6 і 6А (табл. 9.2).
Таблиця 9.2 - Технічна характеристика відцентрових електронасосів_________________________________
|
Рисунок 9.13 — Устаткованій заііуреного вІддапрового електронасоса: 1 - експлуатаційна колона; 2 - компенсатор; 3 - електродвигун; 4 - протектор; 5 - аідцеїггровіш електронасос; 6 - зворотний і спускний клапани; 7 - насосі іо-компресорі іі труби; 8 - електричний кабель; 9 - кріпильний пояс; 10-зворотний перепускний клапан; 11 - обладнання гирла; 12 - барабан для кабелю; 13 — станція управління; 14 - трансформатор. |
Залежно від кількості агресивних компонентів, які містяться у відпомповуваній рідині, насоси устатковань мають звичайне виконання (УЕВН) і підвищеної корозійно- (УЕВНК) та зносостійкості (УЕВНЗ).
Умови застосування УЕВН за перепомловуваними середовищами: рідина із вмістом механічних домішок для УЕВН і УЕВНК не більше
0, 1 г/л, для УЕВНЗ - не більше 0,5 г/л; вільного газу на вході в насос - не більше 25%; сірководню - не більше 0,01 г/л і 1,25 г/л - для УЕВНК; води - не більше 99%; водневий показник (pH) пластової води для УЕВН - у межах 6...8Д Температура в зоні розміщення електродвигуна залежно від його виконання має не перевищувати 50...90°С.
Устатковання випускають за II групою надійності в кліматичному виконанні П (для помірного клімату). Дія районів із холодним кліматом устатковання комплектують поверхневим електрообладнанням у виконанні ХЛ1.
Як приклад, наведемо шифри устатковань: УЕВН 5-130-1200, УЗЕВНЗ 6-350-110 і УЕВНК 5-130-1200, де крім УЕВН позначено: З - модифікація; 5- група насоса; 130 - подавання, м3/добу; 1200 - напір, який забезпечує насос, м вод. ст.; З - зносостійке виконання; К - корозійностійке виконання (решта позначень аналогічні).
Занурений агрегат (див. рис. 9.13) складається з відцентрового електронасоса 5, гідрозахисту й електродвигуна 3. Його опускають у свердловину на колоні НКТ 7, підвішеній за допомогою гирлового обладнання 11, яке встановлено на колонній головці експлуатаційної колони 1. Електроенергія від промислової мережі через трансформатор
14 і станцію керування 13 по кабелю 8, прикріпленому до зовнішньої поверхні НКТ кріпильними поясами 9 (хомутами), подається на електродвигун 3, із ротором якого пов’язаний вал відцентрового електронасоса 5 (ЕВН). Останній подає рідину по НКТ на поверхню. Вище насоса встановлено зворотний кульовий клапан 6, який полегшує запускання устаткування після його простою (ЕВН повинен бути заповнений рідиною), а над зворотним клапаном - спускний клапан для зливання рідини з НКТ під час піднімання агрегату із свердловини.
Відцентровий електронасос — це занурений, відцентровий, секційний, багатоступінчастий електронасос. У корпуси секцій встановлюють пакет ступенів, які являють собою зібрані на валу робочі колеса і напрямні апарати. Кількість ступенів змінюється в межах 127...413. Знизу в корпус вгвинчують основу насоса з вхідними
отворами та фільтр-сІтку, через які рідина із свердловини надходить у насос. У верхній частині насоса розміщується ловильна головка із зворотним клапаном, до якого прикріплюють НКТ.
Як привод насоса використовують занурений, трифазовий, асинхронний із короткозамкненим багатосекційним ротором вертикального виконання, маслонаповнений електродвигун ЗЕД. Обмотка статора з’єднується з колодкою кабельного вводу, який розміщується в головці.
Гідрозахист складається з протектора 4, який встановлюють між ЕВН і ЗЕД І компенсатора 2, приєднаного до основи ЗЕД. Вони забезпечують мащення і захист ЗЕД від проникання в його порожнину свердловинної рідини.
Від поверхні до зануреного агрегату йде живильний, поліетиленовий (ізоляція в один або два шари), броньований (еластична сталева оцинкована стрічка), круглий кабель (типу КПБК), а в межах зануреного агрегату - плоский (типу КГТБП). Перехід від круглого кабеля до плоского зрошується гарячим способом у прес- формах. Будівельна довжина кабеля - 800... 1800 м. Надлишок кабеля після опускання агрегату залишається на кабельному барабані 12. Втрата напруги в кабелі становлять 25... 125 В на 1000 м,
Станція керування 13 забезпечує вмикання та вимикання устатковання за ручного і автоматичного керування, самозапуск після появи зниклої на короткий період напруги і аварійне вимикання (перевантаження, коротке замикання, коливання тиску, відсутність припливу в насос та ін.).
За допомогою трансформатора 14 збільшують напругу подавання електроенергії від напруги промислової мережі (380 В) до напруги живильного струму в ЗЕД (350...6000 В) з урахуванням втрат напруги в кабелі.
Обладнання гирла типу ОГЕ забезпечує муфтове підвішування НКТ, герметизацію гирла (вивід кабеля і НКТ), подавання продукції та регулювання режиму експлуатації, відведення затрубного газу через зворотний клапан 10 у лінію нафтогазозб прання та можливість виконання різних технологічних операцій. Герметичності виведення кабеля і НКТ досягають за допомогою рознімного конуса, вставленого у хрестовину, гумового ущільнення та фланця. Для цього використовують також фонтанну арматуру АФК1Е-65х140.
Для збільшення дебіту та висот підняття, зменшення металомісткості УЕВН було розроблено безтрубні конструкції із застосуванням вантажоносійного (100 кН) кабеля-канату, наприклад УЕВНБ 5А-250-1050, де буква Б означає безтрубне устатковання. У свердловині розміщуються знизу вверх насос, гідрозахист і електродвигун. Це уможливило збільшення діаметра зануреного агрегату і відповідно напору, який розвиває один ступінь, майже вдвічі. За допомогою НКТ, штанг чи троса у свердловину опускають і закріплюють на внутрішній стінці експлуатаційної колони шліпсовий накер. На кабелі-канаті опускається занурений агрегат і садиться на сідло пакера. На гирлі кабель-канат герметизується в сальнику арматури. Рідина подається по обсадній колоні на поверхню. Дана конструкція ускладнює боротьбу зі шкідливим впливом піску, відкладами парафіну.
Вплив газу та в 'язкості рідини на робочі характеристики ЕВН
Підбираючи УЕВН до свердловини, керуються паспортною (заводською) характеристикою насоса - залежностями напору Н, споживаної потужності N І ККД Г| від подавання £? насоса (рис. 9.14). ЇЇ одержують усередненням результатів випробувань кількох насосів установочної групи на воді.
Рисунок 9.14 — Узгодженім напірних характеристик свердловини і ЕВН зміною характеристик свердловини (]) або насоса (2): Яс(0) - напірна характеристика свердловини; Н^) - напірна характеристика насоса; 4(0 - коефіціоп корисної дії насоса; - споживана
поіужиісгь
Імовірна характеристика роботи насоса в конкретній свердловині може істотно відрізнятись від паспортної через якість виготовлення насоса, відмінність в’язкості відпомповуваної рідини від в’язкості води та наявність у продукції свердловини вільного газу.
Вплив якості виготовлення даного насоса на його характеристику доцільно встановити дослідженнями на воді за стандартних умов. Запропоновано емпіричні формули з метою оцінки Н і г| для ряду значин О за незмінної споживаної потужності N. Криві, майже зберігаючи форму, зміщуються вниз.
Збільшення в’язкості відпомповуваної рідини призводить до погіршення робочих характеристик насоса. У міру збільшення в’язкості вони приблизно зберігають свою форму і зміщуються вниз і вліво. Для перерахунку робочих характеристик на в’язкі рідини П.Д. Ляпков запропонував графіки й апроксимаційні формули.
Вільний і'аз надходить разом і і рідиною в ЕВН, значно погіршує його робочі характеристики. Вздовж насоса змінюються об’ємна витрата, в’язкість І густина відпомповуваної газорідинної суміші. Зі збільшенням витратного газовмісту (3^ на вході в насос робочі
541
характеристики можуть змінюватись неістотно, приблизно зберігаючи свою форму та зміщуючись вниз і вліво; при цьому вигляд кривих Н і г) зумовлений зміною в’язкості газорідинної суміші, а кривої N - в’язкості та густини потоку. Якщо рвх> Р*вх- характеристика насоса змінюється істотно, де Р*БХ - критичний газовміст на вході в ЕВН. Праві частини кривих стають крутішими і розмішуються значно нижче кривих за рвх=0- П.Д. Ляпков показав, що в міжлопаткових каналах перших робочих коліс утворюються газові каверни, які не беруть участі в русі і погіршують робочі характеристики (подібно паровій або парогазовій кавітації-). Експериментально встановлено, що |3’х = а, + аг ^ рт, де для суміші газ у воді та нафта + газ у воді сц = 0,01, ят = 0,076, а дня суміші газ у нафті та вода + газ у нафті ці коефіцієнти вдвічі більші; рт - відносний тиск на вході в ЕВН (відносно атмосферного тиску ро).
Уздовж насоса тиск і температура збільшуються, що супроводжується зміною об’ємної витрати О газорідинної суміші. Щоб урахувати цю зміну, уводять поняття середньої інтегральної витрати суміші Ос, що проходить через насос:
Р ви\
і дар + \олР, (9.91)
Де Рвш - тиск на виході із насоса; рИ - тиск насичення нафти газом. Напір, який розвиває насос,
(9.92)
через насос; М масова витрата продукції через насос.
Відомо кілька методів боротьби зі шкідливим впливом газу на роботу ЕВН.
1. Збільшення занурення насоса під динамічний рівень, у результаті чого зменшується вміст вільного газу на вході (див. § 9.5).
2. Використання робочих ступенів від насоса тих самих габаритів, але з більшим подаванням, як перших 10-15 робочих ступенів. Це зумовлено тим, шо витрата суміші вздовж насоса зменшується.
3. Сепарація газу на вході в насос (див. § 9,5) із відведенням газу через затрубиий простір у викидну лінію. Коефіцієнт сепарації газу біля входу в ЕВН можна визначити за формулою І.Т. Міщенка:
°С=-------------------- 4-, (9.93)
1 + 0,75—
^арх
де Ор - об’ємна витрата рідини на вході в насос, м3/с; - площа
поперечного перерізу затрубного простору між обсадною колоною та зануреним насосом, м2; і’арх - відносна швидкість газових бульбашок, яку розраховують залежно від вмісту води в продукції пв і зенітного кута нахилу свердловини на ділянці входу в занурений агрегат 0(3, град, ^ = 0,02 + 0,000105а,215 за ив< 0,5; (9.94)
= 0,17+ 0,000105^2,25 за «в>0,5. (9.95)
Для покращення сепарації на валу насоса перед першим його ступенем доцільно встановити газовий відцентровий сепаратор, коефіцієнт сепарації якого огс=0,6...0,8. Тоді загальний коефіцієнт сепарації
°заг = 1 — (1 — °с)(і °гс)- (9'%)
Вибір насоса та визначення глибини підвішування його за допомогою напірних характеристик
Задача зводиться до вибору такого типорозміру ЕВН, який працюватиме в умовах оптимального режиму (максимальної знач и ни г)) і забезпечить відпомповування заданого дебіту свердловини з даної глибини.
Глибину і підвішування ЕВН так само, як ШСН, розраховуємо за формулою (9.74) або (9.76).
Глибину занурення И насоса під динамічний рівень беремо такою, щоб на вході в насос забезпечувався тиск, за якого витратний газовміст р'вч<0,15...0,25 (це відповідає глибині занурення А = 150..,300 м).
Умовна напірна характеристика свердловини являє собою залежність між дебітом О і напором Яс, необхідним для піднімання рідини на поверхню:
Нс=к'в+^2- + ІіТ-?гГ, (9.97)
Р£
де йд- відстань від гирла до динамічного рівня; /;т - втрати напору на тертя під час руху рідини в НКТ; Лг - висота підняття рідини в НКТ за рахунок енергії газу, що виділився з нафти.
Величину втрат напору /іт на тертя розраховуємо за формулою Дарсі-Вейсбаха. При цьому діаметром НКТ можна задатися:
Є,м3/добу <150 150-300 >300
сі, мм (умовний) 60 73 89
Звичайно, /гт= 20...40 м. Взявши /іг=0, підвищуємо розрахунковий запас.
Тоді, задавшись кількома значинами О, будуємо напірну характеристику свердловини Нс(0),
Потім на характеристику свердловини //с(0) накладаємо характеристику ЩО) такого насоса, який в області максимальної значини т) забезпечує подавання, що дорівнює заданому дебіту, і напір Н>НС (див. рис. 9.14).
Точка А характеризує спільну узгоджену роботу насоса та свердловини, але не на оптимальному режимі роботи насоса. В області оптимального режиму узгодити роботи насоса і свердловини можна зміною характеристики або свердловини (точка В'), або насоса (точка В"), тобто змінити напір на величину ДН. У першому випадку потрібно збільшити тиск на гирлі свердловини рі на величину Ар - Л//р£ шляхом використання місцевого опору (гирловий штуцер). Це призводить до збільшення навантаження на підчіпники насоса, погіршення використання пластової енергії, збільшення енергетичних витрат і необхідності застосування гирлової арматури, розрахованої на підвищений тиск. Тому переважно зменшують напір насоса (точка В") зняттям зайвих робочих ступенів І заміною їх скеровуючими вкладками. Якщо кількість робочих ступенів становить г, то насос розвиває напір Я, а для створення напору Нс потрібно гс ступенів. Складаючи пропорцію, знаходимо
Приклад. Підібрати ЕВН до свердловини за допомогою напірних характеристик. Вхідні дані: Q— 160м3/добу; рт ~ 15 МПа; р2 — 0,7 МПа;
А'о = 810'5 м3/(Па-добу); р = 900 кг/м3; И = 2300 м; |і = 2 мПа*с.
Розв 'язування. Розраховуємо
=2300-11^1^^^ = 828 м.
д 900 ■ 9,8!
Глибину занурення насоса під динамічний рівень беремо h- 50 м; задаємося діаметром піднімальних труб d - 59 мм (умовний діаметр - 73 мм); розраховуємо швидкість потоку в трубах w = 160-4 / (86400*3,14-0,0592) = 0,678 м/с; критерій Рейнольдса Re = (0,678 0,059-900) / (2-Ю"3) = 1793; за відомим графіком знаходимо коефіцієнт гідравлічного опору X - 0,03 за відносної шорсткості труб, що дорівнює 10. За формулою ДарсІ-Вейсбаха отримуємо
А, = 0,03 0678; = j м. а відтак = 828 + 0,7 1 06 + =, 7 м
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 17 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
