Контрольная работа: Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками

расход свободного газа, м³ /м³

V _гв ( p )=[Г₀ (р_нас )-Г₀ (р)] zp ₀ T_{c к} Q _нд /(рТ₀ ); (5)

расход газожидкостной смеси, м³ /м³

Q _см (р)= Q _ж (р)+ V _гв ( p ); (6)

плотность газонасыщенной нефти, кг/м³

ρ _н ( p )=[ρ_нд +ρ_{г ст} Г₀ (р)]/ b _н (р), (7)

гдеQ _нд = Q _жд (1 - β_В ) - дебит дегазированной нефти, м³ /с; Т₀ = 273 К; Т_скв - средняя температура в стволе скважины, К;z - коэффициент сверхсжимаемости газа, величина которого в дальнейших расчетах этой главы принятаz =1.

2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ

Вариант компоновки ШСНУ включает следующие параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса (ШСН) L _н , диаметр D _пл и тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессорных труб.

Расчетный вариант компоновки ШСНУ выбираем следующим образом.

1. По одной из методик, изложенных в гл. 5, рассчитываем распределение давления в стволе скважины, начиная от забоя и до глубины, где р =0,2 - 0,5 МПа.

2. Определяем глубину спуска насоса.

Глубина спуска насоса L_н и, следовательно, давление на его приеме р_пн должны быть, с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффициентов наполнения, с другой - по возможности минимальными для предотвращения чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт.

Необходимое давление на приеме ШСН зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси.

Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено в первую очередь гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно практическим рекомендациям А.Н. Адонина для этого случая при дебите скважины менее 100 м³ /сут и вязкости жидкости не более 10^-4 м² /с ШСН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20 - 60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15 - 0,50 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложным заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого нефтяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса. Так, для условий девонских месторождений Татарии и Башкирии оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа, для угленосных, типа Арланского, около 3,0 МПа.

Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать:

р_пн ≈ 0,3 р_нас . (8)

Использование перечисленных практических рекомендаций для условий новых малоизученных месторождений может привести к значительным ошибкам. Поэтому при проектировании ШСНУ рекомендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин спуска насоса.

Следует учитывать, что на конкретном месторождении возможный диапазон глубин спуска насосов может быть ограничен по тем или иным причинам технологического или технического характера, например из-за отложений солей или парафина, различной кривизны ствола скважины и т.д.

Задача 1. Выбрать компоновку ШСНУ.

Решение. В соответствии с вышеизложенными рекомендациями выбираем следующие давления на приеме насоса:

для откачки смеси с высоким газосодержанием р_пн1 ≈ 0,3 р_нас =0,3∙13≈4 МПа;

По соответствующим графикам распределения давления по стволу скважины для каждого из расчетных вариантов определяем глубину, на которой давление соответствует выбранному на приеме насоса для каждого расчетного варианта: L _н1 =1200 м, L _н2 =900 м.

3. Определяем расход газожидкостной смеси при давлении р_пн по (1) - (8).

Q _нд = 1,5∙10^-4 (1 - 0,1)=1,35∙10^-4 м³ /с;

Q _ж (р_пн )= 1,0819∙1,35∙10^-4 /(1 - 0,1)=1,62∙10^-4 м³ /с;