Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Рекомендуется принимать fJmax=0,75, при превышении кото­ рого в процессе откачки плунжер при ходе вниз ударяется

ожидкость, что приводит к резкому росту числа обрывов штанг.

2.Выбираем глубину спуска насоса L. С увеличением L при наличии свободного газа на приеме повышается коэффициент

наполнения насоса ан, увеличиваются нагрузки на штанги и станок-качалку, коэффициент подачи ап переходит через макси­ мум и дальше уменьшается, возрастают затраты на оборудова­ ние, эксплуатацию и подземный ремонт, т. е. по одним крите­ риям глубина должна быть малой, а по другим — большой. При такой конфликтной ситуации выбор может быть только компро­ миссным: выигрыш по одному критерию означает проигрыш по другому. Поэтому рекомендуется выбирать несколько вариантов глубин спуска насоса, а оптимальную глубину принимать окон­ чательно по минимуму приведенных экономических затрат. При выборе вариантов глубин следует использовать формулу (9.79), учесть ртах и, по возможности, опыт эксплуатации на конкрет­ ном месторождении. На выбор L может повлиять глубина отло­ жения парафина, солей, различная кривизна ствола скважины

и др. Для выбранной глубины спуска пересечение горизонтали L на рис. 9.11 с кривыми 1, 2 и 3 дает соответственно значения давления рпл, газового числа Rnp и газосодержания (Зпр на приеме насоса.

3. Для ориентировочной оценки выбираем по диаграмме А. Н. Адонина и таблицам параметры установки и режим от­ качки (СК, dn, S, п, диаметр НКТ и конструкцию штанговой ко­ лонны).

4. Выбираем тип и группу посадки насоса аналогично преды­ дущей методике, решаем вопрос необходимости применения га­ зовых и песочных якорей. Из диаграммы А. Н. Адонина сле­ дует, что каждому диаметру насоса соответствует определенное поле взаимосвязи Q—L. Поэтому бывает целесообразным рас­ смотреть несколько вариантов, отличающихся диаметром на­ соса, и аналогично глубине L выбрать оптимальный диаметр.

5.В зависимости от типа и диаметра насоса уточняем по таблице диаметр НКТ с учетом возможности спуска НКТ и на­ соса в скважину с заданной эксплуатационной колонной.

6.Рассчитываем сепарацию газа у приема насоса, трубное

газовое число R' (см. § 9.5) и новое давление насыщения р'„ с использованием экспериментальной зависимости или из урав­

давления р2 по принципу «сверху вниз» для заданного дебита Q, определенных диаметров НКТ и штанг (кольцевой поток), труб­ ного газового числа R' (кривая 4). Отметим, что в интервале между р2 и р'„ движется газожидкостная смесь, а ниже — нега­ зированная жидкость. При z= L находим давление на выкиде насоса рт. Средняя плотность смеси в НКТ рСм=(Рт—Pi)l{Lg)-

8. Определяем максимальный перепад давления при движе­

Рнагн. ц=Рт + АрКл. н, а также перепад давления, создаваемый на­ сосом

(9.83)

9. Вычисляем утечки в зазоре плунжерной пары рут, коэф­ фициенты ан, аус и подачу насоса Q„ac, обеспечивающую задан­ ный дебит

Затем подбираем длину хода плунжера S„„ и число ходов п (большее S™ и меньшее п) из формулы

При выборе учитываем результаты определения по пункту 3 с использованием диаграммы А. Н. Адонина и увязываем с па­

раметрами стандартных СК и насосов.

10. Подбирается конструкция штанговой колонны по одной из методик и определяются: длина хода полированного штока S с учетом упругих деформаций; экстремальные нагрузки Ртах и Pinin', силы трения; приведенное напряжение в точке подвеса штанг аП', максимальный крутящий момент Мкр. max-

11. Сопоставляя расчетные данные Pmax, AfKpmax, S и п с пас­ портными характеристиками, окончательно выбираем станоккачалку.

12.Рассчитываем энергетические показатели работы уста­ новки и выбираем электродвигатель.

13.Для выбора оптимального варианта по глубине спуска и

диаметру насоса рассчитываем экономические показатели.

§ 9.7. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ

Скважины с дебитом до 5 м3/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Они составляют примерно половину действующего фонда СССР. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую производительность (технологическая причина) и средний отбор по мере износа на­ соса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилин­ дра, когда возможная подача установки больше дебита (опти­ мальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффи­ циент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность опре­ деляется отношением эксплуатационных расходов, равных сумме энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений, к накопленной добыче, а затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому более целесообразна периодическая эксплуатация таких малоде­ битных скважин, ибо за счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные затраты и, как след­

ствие, при одной и той же накопленной добыче ее себестои­ мость.

Рис. 9.12. Изменение режимных па­ раметров при периодической эксплуа­ тации скважины штанговой насос­ ной установкой (штриховкой пока­ заны накопленный приток за период /ц и накопленная откачка за период

*о)

Характер изменения забойного давления р3 и притока жид­ кости в скважину Q во времени при периодической эксплуата­ ции показан на рис. 9.12. Цикл периодической откачки (tuJ со­ стоит из двух процессов: накопления жидкости (рост р3 при уменьшении Q); откачки жидкости (уменьшение р3 при увели­ чении Q). Недостаток периодической эксплуатации по сравне­ нию с непрерывной — потеря некоторого количества нефти. Тем не менее при определенных условиях она может быть экономи­ чески оправдана. Скважины для периодической откачки выби­ рают по результатам анализа геолого-технологических и тех­ нико-экономических факторов. Основными из них являются сле­ дующие:

относительное снижение дебита — отношение среднего де­ бита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке QHn:

коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи Qн данной установки при полном заполнении цилиндра жид­ костью к фактическому дебиту при непрерывной откачке QHn:

где а„ — фактический коэффициент подачи нового насоса; QT— теоретическая подача насоса. Относительное снижение дебита фп оценивают по формуле АзНИПИнефть (или номограмме) из условия, что себестоимость нефти С„ при периодической откачке не -должна быть выше, чем себестоимость С,ш при непрерывной откачке, т. е. С п< С Пп. Желательно, чтобы значение ф„ состав­ ляло 0,8—0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать еп = = 1,5—3,5.

Решая совместно формулы для срп и еп, можно увязать про­ должительности периода накопления /в и откачки t0 (см. рис. 9.12):

Qn —фпСнп

где F3— площадь проходного сечения затрубного пространства; dp3— повышение забойного давления, соответствующее повыше­ нию уровня жидкости в скважине dh.

В процессе откачки жидкости снижение р3 во времени вы­ звано подачей насоса Qn, уменьшенной на величину притока Q, поскольку р3<р„л. Тогда аналогично продолжительности от­ качки определим:

Приток Q — функция забойного давления p3, т. e. Q(p3). Для расчета /„ и to имеются формулы А. С. Вирновского и О. С. Татейшвили, А. Н. Адонина, М. Н. Писарика, В. И. Шурова, В. С. Бойко, выведенные для различных условий притока (на­ порный, безнапорный, напорно-безнапорный потоки, режим ра­ створенного газа) и законов фильтрации (линейный, квадратич­ ный, степенной).

В общем случае методика расчета сводится к следующему. Задаются значением е„, определяют ср„, из трансцендентного