СКАЧАТЬ:  11.zip [125,6 Kb] (cкачиваний: 111)

4.4. Эксплуатация нефтяных скважин

глубинными штанговыми насосами (ШГН).

Наиболее широко распространены ШГН - трубные и вставные.

Цилиндр трубных насосов спускается в скважину на НКТ и является их продолжением. Клапаны и плунжер спускаются на штангах.

Спуск и подъем вставных насосов осуществляется на колонне насосных штанг. Трубные насосы выпускаются с диаметрами плунжера 28, 32, 43, 56, 68, 95 мм, с длиной хода от 600 до 3000 мм. Вставные насосы имеют диамет­ры плунжера 28, 32, 43, 56, 68 мм и длину хода 600-3000 мм. Диаметры штанг 16, 19, 22 и редко 25,4 мм с утолщениями и резьбой на концах (для муфт). Полированный шток - верхняя штанга под сальник.

Обычно устье скважины с ШГН оборудуется эксцентрической планшай­бой (иногда заглубленным лубрикатором) для исследования скважин через межтрубное пространство.

По ГОСТУ (5866-66) предусмотрено девять базовых станков - качалок для приведения в действие ШГН с грузоподъемностью от 15 до 200 тс и одиннадцать модифицированных станков грузоподъемностью от 10 до 15 тс. Эти станки обеспечивают длину хода от 300 мм до 4200 мм и число качаний в минуту от 4,7 до 15,5. Для каждого станка предусмотрена возможность ре­гулирования длины хода и числа качаний в определенных диапазонах.

Выбор станка определяется глубиной скважины, дебитом скважины и плотностью извлекаемой жидкости.

Для механической очистки труб от парафина предусмотрена установка на штангах скребков на расстояниях, равных длине полированного штока.

Для борьбы с газом и песком (поступающим вместе с нефтью) ниже прие­ма устанавливают газовые и песочные якори.

Теоретическая производительность глубинного насоса (за ход вниз и вверх):

,                                                      (4.7)

где S_пл - длина хода плунжера, F - его площадь сечения. Минутная теоретическая производительность:

,                                                   (4.8)

где n - число качаний станка - качалки в мин.

Суточная теоретическая производительность:

,                                              (4.9)

где S_шт - длина хода полированного штока.

Причины того, что w_теор>w_факт:

1. Утечки жидкости из АКТ в скважину через неплотности.

2. Снижение степени наполнения насоса из-за поступления газа.

3. S_шт > S_пл из-за упругих деформаций штока и других деталей ШГН. Коэффициент подачи насоса:

                                                  (4.10)

Итак,

                                          (4.11)

На практике a=1¸0,1, а иногда и ниже. Считается хорошим показатель a=0,7¸0,8.

Если насос способен отобрать всю поступающую из пласта жидкость, то динамический уровень скважины устанавливается непосредственно у приема

насоса.

При установившейся откачке обводненной нефти граница раздела между нефтью и водой в затрубном пространстве также устанавливается у приема насоса.

4.5. Контроль работы ШГН методом динамометрии.

Динамометрия - измерение нагрузок, испытываемых штангами с помо­щью динамографов.

На рис.26 показана теоретическая динамограмма глубиннонасосной ус­тановки.  

Участок АБ - начальный период движения штока вверх. Точка Б - мо­мент открытия всасывающего канала. БВ - продолжение хода вверх - нагруз­ка на штанги постоянна и равна Р₂=Р_шт+Р_ж+Р_тр (Р_шт - собственный вес штанг, Р_ж - нагрузка на штанги, обусловленная весом столба жидкости в трубах, Р_тр-трения. В интервале ВГ (ход вниз) со штанг снимается Р_ж и в точке Г - от­крывается нагнетательный клапан. ГА - продолжение хода вниз, бБ - дефор­мация штанг и труб.

Принципиальная схема динамографа ГДМ-3 показана на рис. 27. При­бор состоит из двух основных узлов: измерительного и регистрирующего. В измерительный узел входят: мессдоза 11, представляющая собой полость 10, заполненная спиртом и перекрытая металлической или резиновой мембра­ной, на которую опирается поршень 9, геликоидальная трубчатая пружина 7, соединенная с мессдозой капилляром 8 и рычаг 12. Рычаг 12 преобразует усилие Р на штанге и давит на поршень 9, который в свою очередь давит на мембрану. Давление в полости 10 создает движение пера в конце геликса 7. Регистрирующий узел состоит из ходового винта 3, столика самописца 5, шкива 2, направляющих 4, нити, намотанной на шкив 2 и прикрепленной свободным концом к неподвижной части станка-качалки, и пера 6.

Создаваемое нажатием поршня давление жидкости с полости мессдозы, в капилляре и геликоидальной пружине приводит к раскручиванию послед­ней на угол, величина которого прямо пропорциональна растягивающему усилию на штанги. Во время раскручивания перо 6 чертит на диаграммном бланке, прикрепляемому к столику самописца 5, линию нагрузки. Динамо­граф вместе со штангами совершает движение вверх и вниз.

При ходе вверх нить 1, прикрепленная к неподвижной части устьевого оборудования, сматывается со шкива 2, заставляя его вращаться вместе с хо­довым винтом 3. При этом ходовая гайка (на чертеже она не показана) со столом самописца, к которому она жестко прикреплена, движется вместе с последним вверх по направляющим 4. В полости винта 3 имеется возвратная спиральная пружина (на чертеже не показана), которая при ходе вверх заво­дится, а при ходе вниз раскручивается, возвращая столик в начальное поло­жение. При перемещении столика перо записывает на нем движение полиро­ванного штока в определенном масштабе.

В комплект динамографа входят сменные шкивы для масштаба 1:15, 1:30, и 1:45.

Динамографы выпускаются на пределы измерений от 4 до 20 тс. Допус­тимая погрешность измерения приборов »2%, от предела измерения.

4.6. Эксплуатация нефтяных скважин

бесштанговыми насосами.

Недостатки ШГН: недостаточно высокая производительность, громозд­кость оборудования, опасность обрыва штанга при больших глубинах сква­жин, сравнительно небольшой межремонтный период и др.

Отличительной чертой электроцентробежных насосов (ЭЦН) (рис. 28), получивших наибольшее распространение, является перенос двигателя непо­средственно к месту установки насоса и устранении штанг. ЭЦН состоит из самого насоса (многоступенчатого центробежного от 80 до 300 ступеней), электродвигателя и протектора, который предохраняет двигатель от проник­новения в него нефти или воды и обеспечивает подачу смазки к подшипни­кам двигателя и насоса. Рабочие колеса насоса находятся на общем с элек­тродвигателем валу.

Основными параметрами ЭЦН является производительность Q (м³/сут) и развиваемый напор Н, который принято выражать в метрах водяного стол­ба.

Напор и производительность - величины взаимозависимые. Типовая за­висимость напора Н, к.п.д. (h), и потребляемой мощности N от производи­тельности Q показана на рис. 29.

В паспортных данных обычно указывается значения Н и Q при макси­мальном к.п.д. установки. В нашем случае h_mах=55%, Q=250 м³/сут, Н=800м.

ЭЦН выпускаются от 40 до 500 м³/сут при напоре от 400 до 1200 м вод. столба. Например, диаметр установок в пределах 114-137 мм.

4.7. Производительность скважин. Формула Дюпюи.

Понятие о коэффициенте совершенства

и приведенном радиусе скважин.

Производительностью (дебитом) называется количество жидкости или газа, добываемое из скважины за единицу времени (весовой-т/сут, объемный- м³/сут).      

Дебит газовых скважин часто измеряют в м³/сут (тыс м³/сут), приведенных к нор­мальному атмосферному давлению (р_ат=760 мм рт. ст.=1,03кг/см²) и стан­дартной температуре (20°С=293 К).

Объемный дебит нефти (жидкости), измеряемый на поверхности (W_пов), связан с объемным дебитом в пластовых условиях (W_пл) соотношением:                      ,                                               (4.12)

где d - объемный коэффициент.

Весовой дебит q связан с объемным w соотношением:

,                                                  (4.13)

где r_пов - плотность жидкости в поверхностных условиях. 

      На рис. 30 показана схема, на которой изображен горизонтальный одно­родный пласт (с постоянными пористостью, проницаемостью и мощностью).

На грани ABB'A' поддерживается давление p₁, а на СДД'С' – p₂. Ширина пласта АВ=СД, а мощность - h. Через пласт фильтруется однородная жид­кость с вязкостью m. Линии тока жидкости взаимопараллельны и перпенди­кулярны к плоскостям ABB'A' и СДД'С', т.е. поток плоскопараллельный и для него строго применима формула Дарси. Объемный дебит скважины поступающей через пласт жидкости будет:

                                           (4.14)

Если АВ , h и L измерять в см, p₁ и p₁ - в кгс/см², m - в сп, к - в д, то W будет в см ³/сек.

Фильтрация жидкости (или газа) по пласту в районе расположения сква­жины в большинстве случаев имеет радиальный или близкий к радиальному характер (линии тока направлены по радиусам окружностей, центром кото­рых является центр скважины, см. рис.31). 

Формула для определения дебита при установившейся радиальной фильтрации жидкости называется формулой Дюпюи;

,                                     (4.15)

где w - объемный дебит жидкости в пластовых условиях в см³/с, p₁ - давление на круговом контуре радиусом R₁, в кг/см², r_с - радиус скважины в см, к -проницаемость в д, m - вязкость в сп, h - мощность пласта в см, p=3,14, p_с -давление на стенке скважины в кгс/см².

Чтобы формулу Дюпюи можно было использовать для расчета дебитов несовершенных скважин, в нее вносятся те или иные поправочные коэффи­циенты.

,                                 (4.16)

где w_нес и w - соответственно объемный дебит несовершенной и совершенной скважин, a - коэффициент несовершенства скважины. Для реальных скважин a = от 0,15 до 1 и выше. a>1 бывает, когда проведена обработка призабойной зоны (торпедирование, гидропескоструйная перфорация и т.п.). Часто формулу Дюпюи пишут в виде:

,                                        (4.17)

где С - поправка, учитывающая несовершенство скважин по степени и харак­теру вскрытия.

Наиболее простым является вид записи формулы Дюпюи:

,                                       (4.18)

где r_др - приведенный радиус (радиус эквивалентной совершенной скважины).

Давление на стенке скважины есть не что иное, как забойное давление (р_с=р_заб), которое можно непосредственно измерять. Давление p₁ может отно­ситься к произвольному круговому контуру в пласте, оно зависит от R₁, (ра­диус этого контура). Строго говоря, это давление невозможно замерить. Но для приближенных инженерных расчетов эта формула оказывается вполне пригодной.

При работе системы скважин давление в пласте распределяется таким образом, что его значения минимальны в местах расположения забоев и мак­симальны в средних точках промежутков между соседними скважинами. По­сле остановки одной из скважин давление на ее забое будет возрастать и со временем приблизится к величине пластового давления р_пл, близкой к дав­лению в точках максимума. Т.о., если принять радиус кругового контура R₁, равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседней (R₁=s_cp), то к этому контуру можно отнести и р_пл .

Учитывая эти соображения, формулу Дюпюи можно записать в сле­дующем виде:

                                             (4.19)

Эта формула остается в силе для притока газа:

,                                            (4.20)

где m_г - вязкость газа.

W'_г характеризует объемный дебит газа (см³/сек) при давлении `р, рав-

ном среднеарифметическому между р_пл и р_заб (р=(р_пл+р_заб)/2).

Для приведения W'_г к атмосферному давлению (р_ат) при пластовой тем­пературе, воспользуемся законом Бойля-Мариотта - pv=const

;                                     (4.21)

                                           (4.22)

Подставляя в (4.22) правую часть формулы (4.20) получим:

,                                       (4.23)

где W_г - объемный дебит газа в см³/сек, приведенный к атмосферному давлению и пла­стовой температуре.