Файл: Модуль 3 Скважинная добыча нефти Способы регулирования подачи и напора уэцн.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 764
Скачиваний: 1
ассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.
Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:
V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.
При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:
V = Sпл πD2пл/4, [м3]
Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'т:
Q'т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].
Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт
Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],
где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:
Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]
Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:
η= Qф / Qт.усл Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.Режим работы насоса можно изменить либо с помощью хар-ки насоса, либо тр-да. К методам регулирования воздействия на насос относятся: 1. изменение диаметра поршня и соответственно цилиндровой втулки. 2. Изменение длины хода поршня (если есть соответствующее приспособ-ление в насосе) 3. Изменение числа оборотов и числа двойных ходов (Чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре. 4. Теор.подачу можно изменить изменением коэф. подачи (a). Данный метод неэкономичен. 3)Технология проведения и назначение динамометрирования УШСН.Д иаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ.А - начало хода устьевого штока вверх; АБ – восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана; бБ - потеря хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб; БВ - ход плунжера вверх. ВГ - разгрузка штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились на длину отрезка П). ГА (ход плунжера вниз) - нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв - весу штанг и весу жидкости над плунжером.Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса4). Метод подбора УЭЦН для нефтяных скважин.Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:
По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. определяют забойные величины – давление, температуру, обводненность и газосодержание пластового флюида.По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).5).Область применения винтовых установок УЭВН и УШВН.В силу конструктивных особенностей ЭВН наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в нефти песка и попутного газа. УЭВН применяют: 1) в горизонтальных скважинах и при больших темпах набора кривизны (малая длина насосов и их роторов),2)при температуре откачиваемой жид. до 70 °С ,3) с большим содержанием мех. примесей до 400 мг/л, 4)при вязкости до 0,1Па*с5)для подач 10 - 200 м3/сут. с на¬пором, не превышающем 1500 м (УЭВН дорого стоит и при малых подачах экономически не эффективны). 6) содержание свободного газа на приеме насоса до 50%УЭВН следует внедрять преимущественно в таких районах, где экспл. другого оборудования малоэффективна или совсем невозможна.Для винтовых насосов увеличение частоты вращения приводит к износу, нагреву, снижается к.п.д. и другие показатели.Рациональной областью применения УШВН являются:1) вертикальные скв. или скв. с малыми темпами набора кривизны,2) скв. с пластовыми жидкостями высокой вязкости, 3) скв. с повышенным содержанием газа и мех. примесей,
4) Дебиты от 3 до 50 - 100 м3/сутки с напором до 1000 - 1500 м.Некоторые типоразмеры УШВН могут иметь гораздо большие добывные возможности6). Коэффициент использования, коэффициент эксплуатации.Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФПод коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:где Nдейст. – количество действующих скважин на конец года;Nбезд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; Nосв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения. Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.7)Виды несовершенства скважин и его учет.Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б).Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г)При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-луДюпюикоэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины rс.пр.: Qнс=2πkh(Pк-Рс)/μ(lnRк/rc+С1+С2), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C1-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C2- по хар-ру вскрытия. С1и С2 определяются по графикам Щурова.