ОПТИМІЗАЦІЯ РЕЖИМУ РОБОТИ ШСНУ, Видобуток нафти та газу
нафту, газ, видобуток нафти, буріння, переробка нафти
ОПТИМІЗАЦІЯ РЕЖИМУ РОБОТИ ШСНУ
2.2. ОПТИМІЗАЦІЯ РЕЖИМУ РОБОТИ ШСНУ
Найбільш загальне завдання підбору обладнанняШСНУ та встановлення режиму його роботи формулюється наступним чином: вибрати компонування основного обладнання та режим його роботи для конкретної свердловини або групи свердловин таким чином, щоб забезпечувався заданий відбір рідини при оптимальних технологічних та техніко-економічних показники експлуатації.
Це завдання вирішується як із проектуванні розробки нового нафтового родовища, і у його експлуатації.
При оптимізації роботи експлуатованих установок можуть виникати більш вузькі завдання, пов'язані з підбором деяких вузлів установки і її режимних параметрів.
Як критерій оптимальності при зіставленні можливих варіантів компонування обладнання може бути використаний мінімум умовних наведених витрат на підйом нафти зі свердловини в частині, яка залежить від типорозміру та режиму роботиШСНУ.
При проектуванні експлуатації свердловини штанговим насосом вибирають типорозміри верстата-качалки і електродвигуна, тип і діаметр свердловинного насоса, конструкцію колони підйомних труб і розраховують наступні параметри: глибину спуску насоса, режим відкачування, тобто. довжину ходу і число хитань, конструкціюштангової колони.
Для ускладнених умов експлуатації додатково підбирають газові та пісочні якорі або інші спеціальні пристрої (штангообертачі, пристрої для дозування і т.д.).
Існує безліч методик підборуШСНУ до нафтових свердловин, що успішно застосовуються в різних нафтових регіонах.
Запозичена та випробувана у своєНа родовищах ВАТ «Оренбургнефть» методика БашНИПИнефти не знайшла широкого застосування. p align="justify"> Метод розрахунку подачі штангового насоса в ній заснований на використанні емпіричних коефіцієнтів, отриманих для умов Оренбуржжя, але через різноманіття умов методика не завжди дає коректні результати. Тому були розроблені своя методика та програма підбору глибиннонасосного та наземного обладнання, що дозволяють розрахувати коефіцієнт продуктивності за даними динамометрування; вибрати компонуванняШСНУ ; визначити коефіцієнт сепарації газу у прийому насоса, тиск на вході в насос, втрати тиску в клапанних вузлах, витоку через зазор плунжерної пари, коефіцієнт наповненняШГН, коефіцієнт усадки нафти, подачу та швидкість відкачування; обґрунтувати конструкцію штангової колони; визначити втрати ходу плунжера та довжину ходу полірованого штока, навантаження, що діють на штангову колону, напруги у штангах; вибрати верстат-качалку; розрахувати енергетичні показники роботи ШСНУ, показники надійності та коефіцієнт експлуатації.
Переваги даної методики - можливість оперативного внесення змін до бази даних технологічного обладнання та знаходження оптимального варіанту. Такий підхід дозволяє врахувати реальні можливості матеріально-технічного постачання та скоротити номенклатуру устаткування, що застосовується.
Для вирішення поставлених завдань під час підборуШСНУ необхідно знати або задавати такі параметри, що характеризують роботу нафтового пласта.
До таких параметрів відноситься коефіцієнт продуктивності свердловини, що характеризує інтенсивність припливу рідини в свердловину і чисельно дорівнює дебіту її, що припадає на одиницю перепаду тиску між пластом і свердловиною.
При лінійному законі фільтрації коефіцієнтпродуктивності свердловини, т/(сут-МПа),
де Gmr – навантаження від ваги колони штанг у рідині, Н; Gm - навантаження від ваги стовпа рідини, що діє на плунжер, Н; G^ - сили тертя, Н; Gnor - сила, що діє на плунжер насоса знизу, або зменшення навантаження на головку балансира через занурення насоса під динамічний рівень рідини Н.
З огляду на це коефіцієнт продуктивності свердловин
га шах2 га maxl
де FnjI - площа перерізу плунжера насоса, м 2; GCT maxi та GCT max2
статичні навантаження в точці підвісу штанг під час роботи відповідно на першому та другому режимах.
Перелік основних вихідних даних, необхідні підбору обладнання та встановлення оптимального режиму його роботи, наведено в табл. 2.6.
Для розрахунку фізичних властивостей продукції використовують такі наближені залежності [7, 8].
Кількість розчиненого в нафті газу Г0(р) при заданому тиску
де Г0(рнас) - кількість газу, розчиненого в 1 м 3 нафти при тиску насичення рнас, приведене до нормальних умов, нм 3 /м 3;р, ро -відповідно поточний та атмосферний тиск, МПа; з - емпіричний коефіцієнт, значення якого для технічних розрахунків становить 0,5.
Об'ємні коефіцієнти нафти 6н(р) та рідиниЬж(р)розраховують за формулами
деЬя(р), Ьв(р) -об'ємні коефіцієнти відповідно
Таблиця 2.6Вихідні дані для підбору ШСНУ