Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения

3. Теория подбора оборудования и режима работы ШСНУ

3.1 Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока

Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

-недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

-изменение объемов нефти и воды;

-утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие на узлы ШСНУ, принято делить на статические и динамические по критерию динамического подобия (критерий Коши)

 (3.1)

где a=4900-скорость звука в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с-1.

При μд≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μд>0,4 режим работы – динамическим.

Для статических режимов силы инерции не оказывают практического влияния на длину хода плунжера, и длину хода полированного штока вычисляют по следующей формуле:

, (3.2)

где - сумма упругих деформаций штанг λш и труб λт, вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

 (3.3)

 (3.4)

где εi – доля длины штанг с площадью поперечного сечения fшi в общей длине штанговой колонны Lн; f’т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м2; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е=2∙105 МПа).

Если колонна насосно-компрессорных труб заякорена у насоса, то λт=0.

Тогда суммарное упругое удлинение труб и штанг /4/:

где d- диаметр плунжера, м; ρж-плотность откачиваемой жидкости, кг/м;

g-ускорение свободного падения, м/с2.

При динамическом режиме работы длину хода полированного штока можно определить по следующим формулам.

Формула АзНИПИнефти:

 (3.5)

где т – коэффициент, учитывающий влияние силы инерции массы столба жидкости на упругие деформации штанг. Коэффициент т, рассчитанный А. Н. Адониным, имеет следующие значения:

Условный диаметр насоса, мм ……………………….………43 55 68 93

Коэффициент т ………………………  …………………….1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива при μд≤0,5 для двухступенчатой колонны штанг, учитывает вынужденные колебания последней и имеет вид:

 (3.6)

где   Здесь lш1, lш2 – длина ступеней колонны штанг с площадями поперечного сечения fш1 и fш2 соответственно.

Для частного случая колонны штанг постоянного сечения (т.е. одноступенчатой) формула (3.6) переходит в формулу Л. С. Лейбензона:

 (3.7)

Формулы (3.6), (3.7) могут применяться для 0,2≤μ≤1,1.

При расчете упругих деформаций ступенчатой колонны штанг необходимо изменить значение скорости звука а, входящее в зависимость (3.1). Для одноразмерной колонны штанг а=4900 м/с, а для трехступенчатой а=5300 м/с.

Все приведенные формулы не учитывают влияния гидродинамического трения на ход плунжера. Этого недостатка лишена формула А. С. Вирновского:

где h – константа трения, равная 0,2÷1,0 с-1.

Среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг в долях от его условно теоретической производительности Qут:

,

и в долях от фактического дебита Qф:

,

где qλ-среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг, м3/сут; λ-суммарное упругое удлинение труб и штанг, м; S-длина хода полированного штока, м; α-коэффициент подачи насоса /4/.

3.2 Нагрузки, действующие на штанги и трубы

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.

Рассмотрим природу возникновения и влияние их на длину хода плунжера. После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение на λшт. При этом трубы разгружаются и сокращаются на λт. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно (скорость изменяется от нуля в верхней и нижней точках до некоторого максимального значения в середине хода вниз и вверх), возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз /5/.

К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости Р’шт, гидростатическую нагрузку Рж, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб Ртр пл /6/.

К переменным нагрузкам относятся:

инерционная нагрузка Рин, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”;

вибрационная нагрузка Рвиб, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер;

нагрузка от трения штанг в жидкости Ртр г;

сила гидростатического сопротивления Ркл н, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.

Учитывая перечисленные нагрузки, можно записать общие формулы для определения усилия в точке подвеса штанг при ходе штанг вверх Рв и вниз Рн:

Рв=Р’шт+Рж+Рин в +Рвиб в+Ртр м+Ртр г+Ртр пл,

Рн=Р’шт-(Рин н+Рвиб н+Ртр м+Ртрг+Ркл н).

Вес колонны штанг в воздухе Ршт и вес ее в жидкости Р’шт, заполняющей подъемные трубы, а также гидростатическая нагрузка на плунжер вычисляются по формулам:

 или

где qштi – вес 1 м штанг данного диаметра в воздухе, Н; Карх=(ρшт-ρсм т)/ρшт – коэффициент плавучести штанг; ρшт – плотность материала штанг, кг/м3; ρсм меж, ρсм т – средняя плотность жидкости (смеси), находящейся соответственно в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, кг/м; ρмеж – давление газа в этом пространстве на устье скважины, Па.

Расчет максимальных нагрузок на штанги:

При статическом режиме работы ШСНУ, т.е. при значениях параметра динамического подобия μд≤(0,3÷0,4), достаточно для практики точность обеспечивают приведенные ниже зависимости.

Формула И. М. Муравьева:

где n=N∙60 – число ходов плунжера в минуту.

Формула И. А. Чарного:

Формула Дж. С. Слоннеджера:

Формула Кемлера:

Формула К. Н. Милса:

где Р’ж – вес жидкости над плунжером.

Погрешность расчета по перечисленным приближенным формулам находится в пределах 10-20% от Рmax.

Известны и другие зависимости для расчета максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, которые по существу не отличаются от приведенных приближенных формул /6/.

Расчет минимальных нагрузок на штанги:

Формула К. Н. Милса:

Формула Д. О. Джонсона:

Формула Дж. С. Слоннеджера:

Формула Н. Дрэготеску и Н. Драгомиреску:

Н. Дрэготеску указывает, что надежность приближенных формул для определения минимальной нагрузки обычно заметно ниже, чем аналогичных формул для Рmax /6/.

4. Динамометрирование и результаты исследований

Нормальная эксплуатация штанговой скважинной насосной установки требует постоянного контроля за работой основных узлов для своевременного принятия необходимых мер для ее обеспечения. Информацию о работе подземного оборудования при этом способе добычи нефти получают при помощи динамо-метрирования. Динамометрирование ШСНУ - важнейший источник информации о работе штангового насоса, колонны штанг, состоянии забоя скважины и др. — осуществляется при помощи специальных технических средств; наиболее распространено телединамометрирование, обеспечивающее оперативное получение динамограммы на диспетчерском пульте без нарушения режима работы скважин /7/. Динамограмма представляет собой график зависимости нагрузки в точке подвеса штанг от длины хода полированного штока верхней штанги. Теоретическая динамограмма нормальной работы установки основана на учете сил тяжести, упругости, трения и закона Архимеда. Недостаточный учет других влияющих факторов, таких как инерционная сила и свойства откачиваемой жидкости, ограничивает возможность существенного динамометрирования.

Динамограмма представляет собой параллелограмм в координатах нагрузка (р) – длина хода полированного штока (S) (рисунок 2). Линия Г1А1 соответствует разнице нагрузки от веса штанг и силы трения р↓ и параллельна нулевой линии (оси S) динамограммы вследствие постоянства веса штанги и силы трения. Линия АГ соответствует статическому весу штанг в жидкости Ршт, т. е. без трения. Следовательно, трение колонны штанг о жидкость уменьшает длину хода плунжера, и нагнетательный клапан закрывается не в точке А, а в точке А1 (отрезок f↓). При изменении направления движения плунжера процесс записывается отрезком прямой АА2. Начиная с точки А2, штанги воспринимают нагрузку от веса столба жидкости Рж (отрезок А2Б2). В точке Б1 нагрузка равна сумме весов штанг жидкости и сил трения Р↑. В этой точке приемный клапан насоса открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса. Дальнейшее движение плунжера описывается линией Б1В1. С началом движения вниз изменяются направление и величина сил трения. Изменение нагрузки соответствует В2Г1, при этом происходит разгрузка колонны штанг и нагружение труб. Точка Г - открытие нагнетательного клапана насоса и начало движения плунжера вниз (отрезок Г1 А1) /7/.

Рисунок 2 – Динамограмма ШСНУ

Таким образом, обработка динамограммы дает возможность определить количественные и качественные показатели работы ШСНУ: нагрузки и напряжения в полированном штоке, длину хода плунжера и полированного штока, коэффициент наполнения насоса, герметичность приемной и нагнетательной частей насоса, влияние газа, правильность посадки плунжера, наличие утечек в НКТ, отвороты и обрывы штанг или штанговых муфт, заклинивание плунжера.

По динамограмме работы ШСН в среде, содержащей свободный газ, также определяют давление у приема насоса, дебит жидкости и дебит газа.

Как правило, динамометрирование должны проводить в первый же день после спуска насоса в скважину и при изменениях режима откачки и подачи насоса, а также в процессе его работы для своевременного выявления различных неполадок.

Для установления в каждом конкретном случае характера осложнений целесообразно воспользоваться типовыми динамограммами.

Измеряемую нагрузку G определяют умножением показания динамографа С (мм) по оси ординат на масштаб усилий Р (60 Н/мм):

G = CP.

Перемещение полированного штока и плунжера рассчитывают умножением расстояния между заданными точками по оси абсцисс на масштаб хода.

Расстояние между перпендикулярами, опущенными из крайний точек динамограммы (точки А и В) на ось, соответствует ходу полированного штока S. Ход плунжера Sпл соответствует расстоянию между перпендикулярами, опущенными на ось из точек Б и В.

Потеря хода полированного штока равна ∆S=S—Sпл, а коэффициент подачи насоса - η≈Sпл/S.

На рисунке 3 приведены типовые формы динамограмм /7/. Расшифровка динамограмм требует учета различных факторов.

Рассмотрим, например, динамограммы 23, 27, 28. Они соответственно, характеризуют, помимо высокой посадки и запаздывания закрытия нагнетательного клапана, негерметичность торцов втулок.

Так, например, динамограмма 23 показывает выход плунжера насоса НСН из цилиндра. Такая же форма динамограммы получена при разъедании у насоса НСН2 и НСВ1 одного стыка втулок в верхней части цилиндра и второго — в нижней части. Плунжер, находясь в нижней части, перекрывает разъеденную часть, и утечка не происходит, при ходе вверх он открывает путь для утечки жидкости. Динамограмма 27 указывает на разъедание стыка втулок посередине цилиндра.

Рисунок 3 - Типовые динамограммы ШСНУ:

1-3 - нормальная работа насоса: Н<1000 м, H>1000 м, H>1500 м соответственно; 4-6 - утечки в нагнетательной части: средняя, большая утечки; выход из строя нагнетательной части соответственно; 7 – 9 - утечки в приемной части: средняя, большая утечки, выход из строя приемной части соответственно; 10-12 - утечки в приемной и нагнетательной частях; 13-15 - влияние газа на работу насоса: влияние пластового газа; изменение контура; влияние газа н утечки в нагнетательной части соответственно; 16-18 - прихват плунжера насоса: НСН2, НСВ1 c выходом из замковой опоры, заедание песком соответственно, 19 -20 - утечки в НКТ; 21-22 – фонтанирование; 23 — высокая посадка плунжера в НСН2; 24 - то же, в НСВ1 без слива из замковой опоры; 25 - низкая посадка плунжера в НСН2; 26 - то же, в НСН1; 27, 28 - негерметичность насоса; 29 - обрыв или отворот штанг в нижней части; 30 - то же, в верхней части; 31-34 - низкий динамический уровень (33 - пробка, 34 - заедание песком).

На динамограмме 28 показан случай, когда разъедены стыковые соединения, расположенные в таких местах, что плунжер в нижнем и в верхнем положениях перекрывает их, а утечка происходит на середине хода плунжера. На динамограмме при этом в середине хода получается провал (показан стрелками).

Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода ∆S, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах /7/. Поэтому при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться гидравлическим динамографом.

5. Выбор штанговой насосной установки и режима ее работы с учетом деформации штанг и труб

5.1 Исходные данные

Глубина скважины L0, м………………………  ……………..…….…1600

Диаметр эксплуатационной колонны Dс, м…………… ……………0,150

Планируемый дебит жидкости Qж пл, м3/сут…………………........….26,2

Объемная обводненность жидкости В, доля единицы… …………...…..0

Плотность дегазированной нефти ρн дег, кг/м3………………….……..850

Плотность пластовой воды ρв, кг/м3………………… ………….……1100

Плотность газа (при стандартных условиях) ρг о, кг/м3……………....1,4

Газовый фактор G0, м3/м3……………………………………….......…59,4

Вязкость нефти νн, м2/с……………………………………………….3∙10-6

Вязкость воды νв, м2/с…………………………………………..………10-6

Давление насыщения нефти газом Рнас, МПа……………………….…..9

Пластовое давление Рпл , МПа…………………………….………….…11

Устьевое давление Ру, МПа……………………………………………1,53

Средняя температура в стволе скважины, К………………………….303

Коэффициент продуктивности Кпр, м3/(с∙Па)……………….…..1,02∙10-10

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения bнас…….1,16

.

5.2 Расчеты

1.     Определим дебит нефти:

2.     Забойное давление:

3.                Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рзаб=8,03 МПа (рисунок 4).

Рисунок 4 - Кривые распределения давления по стволу скважины (1) и колонне НКТ (2).

4. Глубину спуска насоса выбираем, исходя из оптимального давления на приеме, примерно равного 2,6 МПа. По графику (рисунок 4) находим, находим что при Lн=900 м Рпр=2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

5. По диаграмме А. Н. Адонина выбираем диаметр насоса, который для Lн=900 м и Qж пл=26,2 м3/сут равен 38 мм. По таблице IV.25 /6/ выбираем насос НСВ1-38, пригодный для неосложненных условий эксплуатации (с обычными клапанами), II группы посадки с зазором δ=100 мкм (10-4) в плунжерной паре.

Страницы: 1, 2, 3, 4