25360 (Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения), страница 4

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

нагрузка от трения штанг в жидкости Р_{тр г};

сила гидростатического сопротивления Р_{кл 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 Р_в и вниз Р_н:

Р_в=Р^’_шт+Р_ж+Р_{ин в} +Р_{виб в}+Р_{тр м}+Р_{тр г}+Р_{тр пл},

Р_н=Р^’_шт-(Р_{ин н}+Р_{виб н}+Р_{тр м}+Р_трг+Р_{кл н}).

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

или

где q_штi – вес 1 м штанг данного диаметра в воздухе, Н; К_арх=(ρ_шт-ρ_{см т})/ρ_шт – коэффициент плавучести штанг; ρ_шт – плотность материала штанг, кг/м³; ρ_{см меж}, ρ_{см т} – средняя плотность жидкости (смеси), находящейся соответственно в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, кг/м; ρ_меж – 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 μ_д≤(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 Р_max.

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 Р_max /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 Р_шт, 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 Р_ж (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 S_пл соответствует расстоянию между перпендикулярами, опущенными на ось из точек Б и В.

Потеря хода полированного штока равна ∆S=S—S_пл, а коэффициент подачи насоса - η≈S_пл/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 D_с, м…………… ……………0,150

Планируемый дебит жидкости Q_{ж пл}, м³/сут…………………........….26,2

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

Плотность дегазированной нефти ρ_{н дег}, кг/м³………………….……..850

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

Плотность газа (при стандартных условиях) ρ_{г о}, кг/м³……………....1,4

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

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

Вязкость воды ν_в, м²/с…………………………………………..………10^-6

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

Пластовое давление Р_пл , МПа…………………………….………….…11

Устьевое давление Р_у, МПа……………………………………………1,53

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

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

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

^.

5.2 Расчеты

1. Определим дебит нефти:

1. Забойное давление:

1. 
   Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Р_заб=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 L_н=900 м Р_пр=2,56 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.